Особенности модернизации ТЭС

Устаревшее оборудование и сети осложняют поставку тепла клиентам. Фото PhotoXPress.ru

В рамках Недели российского бизнеса Российского союза промышленников и предпринимателей в Москве на прошлой неделе состоялся круглый стол «Перспективы развития энергетики: устойчивые тренды», организованный Комитетом РСПП по энергетической политике и энергоэффективности совместно с ассоциацией «Совет производителей энергии». В ходе дискуссии обсуждалась программа модернизации тепловой генерации.

Заместитель министра экономического развития Российской Федерации Михаил Расстригин пояснил, что основная часть имеющихся объектов генерации (особенно тепловой) вводилась в период 1964–1988 годов, средневзвешенный износ ТЭС составляет 69%. «Без привлечения инвестиций износ генерирующих объектов будет нарастать, что приведет к серьезным ограничениям в качестве и надежности тепло- и электроснабжения потребителей», – считает Расстригин.

Председатель Наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина в своем докладе рассказала, что реальные темпы модернизации в период 2012–2016 годов составили в среднем 0,5 ГВт в год, таким образом, для обновления 40 ГВт устаревшего парка оборудования в данных условиях понадобится около 80 лет.

«Модернизация является самым дешевым и достаточно быстрым способом обновления мощностей ЕЭС России и обеспечения потребности в электроэнергии в среднесрочной перспективе», – уверена Панина.

Заместитель руководителя ФАС России Виталий Королев напомнил, что решение о проведении модернизации принято президентом Российской Федерации. Королев обратил внимание на то, что «необходимо предусмотреть конкурентность проведения отбора объектов для модернизации, эффективность вложений и оценку итогового результата по улучшению существенных характеристик действующего оборудования».

Председатель правления ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров подчеркнул, что «основой генерации и, следовательно, главным реципиентом средств на модернизацию в России в обозримом будущем останется тепловая энергетика, поэтому в первую очередь следует подумать о ее интересах и ее возможностях».

Генеральный директор ПАО «Фортум» Александр Чуваев считает, что «переход на шестилетний конкурентный отбор мощности даст возможность управлять риском дефицита мощности, поэтому рационально не проводить модернизацию  в отношении всего оборудования подряд. Например, неразумно давать дорогой договор о предоставлении мощности (ДПМ) тем, кто и так успешно работает в условиях конкуренции, а также тем, кого, по мнению системного оператора, можно просто вывести из эксплуатации или законсервировать».

«Сейчас речь идет о запуске нового инвестиционного процесса, который позволит обеспечить долгосрочную надежность в электроэнергетике, создать мощный источник экономического роста, сделать это наиболее оптимальным способом, создавая наименее возможную нагрузку на потребителя», – отметил председатель правления – генеральный директор АО «Суэк» Владимир Рашевский.

«Я считаю, что если мы не начнем управлять модернизацией отрасли сами, то она очень быстро начнет управлять нами, – заявил председатель совета директоров АО «Ротек» Михаил Лифшиц. – И во втором случае сумма необходимых для нее средств будет значительно выше обсуждаемой сегодня. Поэтому ДПМ-2 предопределен. При разработке его нормативной базы необходимо учитывать и наш опыт по ДПМ-1, и опыт европейских коллег».

«Вне зависимости от того, кто субсидирует программу модернизации – потребители или государство, выделяемые средства должны по максимуму работать в России, а для этого нужно внятно сформулировать требования к происхождению оборудования», – отметил Лифшиц.

Директор департамента станкостроения и инвестиционного машиностроения Министерства промышленности и торговли России Михаил Иванов уверен, что при проведении модернизации необходимо предусмотреть требование по локализации. «Целесообразно было бы подготовить типовые решения при проведении модернизации, что позволило бы снизить издержки при реализации проектов», – сказал Иванов.

Управляющий партнер Vegas Lex Александр Ситников уверен, что «для привлечения инвесторов необходимо возобновить использование механизма ДПМ, который хорошо себя зарекомендовал как стабильная правовая конструкция, не подверженная рискам изменения регуляторами или отказа от исполнения обязательств поставщиками и потребителями».

В Минэнерго России с привлечением ведущих специалистов отрасли начата работа по обсуждению базовых принципов конкурентного механизма отбора проектов реконструкции (технического перевооружения, модернизации) тепловых электрических станций.

Предлагается использовать механизм, аналогичный действующей программе ДПМ, которая фактически предполагает вложение средств инвесторов в программу модернизации с последующим их возвратом в течение согласованного государством срока после ввода объектов в эксплуатацию. При этом учитывается, что после 2021 года начнется снижение платежей потребителей по первой волне договоров ДПМ ТЭС (по оценке Минэнерго, с 2021 по 2030 год снижение платежей будет составлять около 130–250 млрд руб. в год). Это позволит в том числе реализовать новый инвестиционный цикл, не превысив темпы инфляции роста платежей потребителей за электроэнергию.

Также возможным источником средств на модернизацию генерирующего оборудования может стать конкурентный отбор мощности в случае его корректировки в части увеличения срока заключаемых договоров с 4 до 6 лет и изменение границ ценовых коридоров на соответствующий период для учета инвестиционной составляющей.

Заместитель министра энергетики России Вячеслав Кравченко отметил, что «при проведении модернизации нужно стараться все делать планово и избегать существенных скачков цены, предложенная модель этому полностью отвечает».

Представители крупных потребителей электрической энергии разделяют обеспокоенность Минэнерго о высоком износе генерирующего оборудования и понимают важность детальной проработки параметров модернизации генерирующего оборудования.