Инвестиции в тепло: как модернизировать ТЭЦ без ущерба для потребителей
Минэнерго дало старт дискуссии о модернизации энергомощностей, чей ресурс будет исчерпан в ближайшие годы. До конца года министерство намерено завершить работу над механизмом, который должен стимулировать инвестиции в новые проекты.
У отраслевого сообщества нет сомнений, что проблему выбывающего по сроку использования энергооборудования необходимо решать. Судя по статистике, котлы и турбины приближаются по среднему возрасту к музейным экспонатам. За последние 20 лет средний срок службы котлов в России вырос с 29 до 43 лет, а без учета новых вводов достигает 49 лет. Текущие рыночные цены на мощность и доходность в свободном секторе электроэнергии не позволяют окупить модернизацию.
Новый договор
Возможно, лучшим решением является обращение к успешному опыту строительства новых энергоблоков на условиях договоров о поставке мощности (ДПМ). Большинство генерирующих компаний закончило масштабные стройки. Отрасль обрела 36,1 ГВт современных мощностей.
Основной предпосылкой для выбора площадок под ДПМ-проекты была энергодефицитность территории в ближайшие десять лет. Таким образом, новые энергоблоки строились с ориентиром на крупного потребителя, а стоимость их строительства гарантированно покрывалась за счет продажи электроэнергии и мощности на оптовый рынок. Из возведенных в рамках ДПМ новых генерирующих мощностей только 12 ГВт пришлось на теплофикационные станции, обеспечивающие централизованное теплоснабжение городов. Получается, в масштабах страны когенерация, то есть совместная выработка электрической и тепловой энергии, обновилась в наименьшей степени. В условиях сурового российского климата социальная роль централизованного теплоснабжения вдвойне значима, оно обеспечивает отопление более 80% жилого фонда в городах России — это почти 70 млн человек.
Отложенная на потом проблема износа в теплоснабжении дает о себе знать, аварийность на старом генерирующем оборудовании трудно удерживать хотя бы на прежнем уровне без глубокой модернизации. Если ждать и дальше, когда инфраструктура производства тепла придет в негодность, то придется идти радикальным путем и строить новые котельные, что потребует колоссальных бюджетных средств. Развитие менее эффективных локальных источников неизбежно приведет к росту тарифа на тепло для потребителей. Поэтому отправной точкой при отборе проектов дальнейшей модернизации генерации должны стать именно центры тепловых нагрузок.
А как же цена?
Но без пересмотра правил игры в теплоснабжении экономика модернизации не сложится. Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам от реализации тепла и вынуждает генерирующие компании отказываться от производства тепла полностью или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.
В поисках выхода из ситуации только что приняты поправки в закон «О теплоснабжении». Мы видим, что новая модель, предусматривающая свободное ценообразование на тепло в рамках предельных уровней, вызывает интерес представителей власти в ряде регионов. На наш взгляд, тем, кто выберет новый механизм, в первую очередь и должна быть предоставлена возможность включить свои объекты тепловой и электрической генерации в программу ДПМ-2.
Нередко приходится слышать от промышленных потребителей претензии к генераторам по поводу высокой стоимости программы ДПМ, отразившейся в ценах на мощность. Но парадокс в том, что потребитель все равно остался в выигрыше: новые высокоэффективные мощности достались потребителям фактически бесплатно.
Поясню. Рост оптовых цен на электроэнергию все последние годы существенно отстает от темпов роста цен на газ за счет более эффективного использования топлива на новых блоках. По нашим расчетам, за 2010–2028 годы совокупный рост цен на газ достигнет 266% против 201% роста оптовых цен на электроэнергию Если бы новые блоки по ДПМ не вводились в эксплуатацию, то оптовые цены на электроэнергию росли бы синхронно с ценами на газ, а технологическое отставание генерации только прогрессировало бы. Рост эффективности оборудования позволяет потребителям экономить до 11% платежей за электроэнергию ежегодно и полностью компенсирует стоимость новой генерации для оптового рынка. Более того, потребитель останется в плюсе, заплатив за новые мощности к 2028 году 2,9 трлн руб. при снижении цен на электроэнергию и мощность на 3,2 трлн руб. по сравнению с теми, которые выставила бы старая генерация.
Решение для ТЭЦ
Новая волна модернизации генерирующих мощностей также направлена на удешевление выработки тепловой и электрической энергии, поэтому будет как минимум безвредной для кармана потребителя. Повышая надежность и мощность действующего оборудования, компании смогут быстрее выводить профицитные и выработавшие нормативный ресурс генерирующие мощности. Профицит тепловых мощностей огромен: их установленная мощность достигает 18 ГВт. ТЭЦ в России загружены в среднем лишь на 30%. Прекращение оплаты избыточных объектов позволит снизить ценовую нагрузку на потребителей.
В эффективности генерации будут напрямую заинтересованы единые теплоснабжающие организации в городах, закупающие для поставки конечному потребителю тепловую энергию из наиболее дешевых источников.
Для того чтобы не допустить перехода отрасли в критическое состояние, необходимо принять основные решения по запуску программы ДПМ-2 к началу 2018 года. Ведь электроэнергетика и теплоснабжение относятся к базовым отраслям, развитие которых должно быть поступательным, с опорой на долгосрочные ценовые и инфраструктурные эффекты. Модернизация ТЭЦ потянет за собой развитие смежных сфер российской экономики, в том числе энергетического машиностроения и инжиниринга, а также повысит надежность жизненно важных коммунальных систем. Региональные власти, в том числе территории присутствия «Т Плюс», в первую очередь заинтересованы в таких эффектах и поддержат включение проектов энергокомпании в программу ДПМ-2.
