Низкая рентабельность и долги могут похоронить теплоэнергетику

Высокая аварийность сетей остается ахиллесовой пятой российского теплоснабжения. Фото агентства «Москва»

Участники круглого стола «Перспективы тепловой генерации» обсудили параметры предстоящей модернизации в рамках Российского международного энергетического форума в Санкт-Петербурге. Председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина напомнила, что в ноябре 2017 года состоялось совещание у президента РФ, посвященное проблематике тепловой генерации, в рамках которого было принято несколько ключевых решений. Одно из них связано с разработкой нормативно-правовых актов, направленных на привлечение инвестиций в модернизацию тепловой генерации. Прежде всего речь идет о модернизации паросиловых блоков, введенных в эксплуатацию в середине прошлого века и составляющих основу энергетики – 55% установленной мощности в 2018 году. Среди основных проблем тепловой генерации Панина назвала низкую рентабельность, рост объема отпуска электроэнергии по убыточным тарифам регулируемых договоров, рост долгов за тепло до 250 млрд руб. и за электроэнергию до 90 млрд руб., цену конкурентного отбора мощности (КОМ), установленную без учета инвестиционной составляющей, которая в 2018 году сохраняется на уровне 2011 года. Начальник управления развития конкурентного ценообразования ассоциации «НП Совет рынка» Екатерина Усман в своем выступлении рассказала о подходах при выборе проектов для модернизации. Сегодня «Совет рынка» рассматривает два основных механизма. «Первый механизм – это ДПМ-2, предполагающий конкурс проектов модернизации, по итогам которого компании-победители заключат долгосрочный контракт. Второй механизм – предложение по изменению цены КОМ. «Старение оборудования продолжается, и мероприятия, которые позволят продолжать эксплуатировать действующие генерирующие объекты, будут нужны всегда, – сказала Усман. – Поэтому в рамках действующего механизма КОМ также нужно вводить перемены, вводить КОМ на шесть лет вперед, а не на четыре года, как сегодня. Кроме того, считаем целесообразным рассмотреть вопрос о повышении ценовых параметров спроса на КОМ для всех станций». Это позволит продолжать эксплуатацию уже действующих объектов, проводить менее затратные проекты модернизации и поддерживать станции в надлежащем работоспособном состоянии. По словам Усман, нормативно-правовой акт по ДПМ-штрих должен определить сроки проведения отбора и перечень крупных проектов, которые будут допускаться к конкурсу. Помимо этого должны быть определены критерии допуска генерирующих объектов к конкурсу, скорее всего это будут возраст оборудования и выработка паркового ресурса, степень задействованности оборудования. Несомненно, должны быть определены требования по локализации оборудования и порядок фиксации выполнения этих требований. Также должны быть утверждены предельные стоимостные параметры проектов модернизации. 

Вице-президент по энергетике и ЖКХ АО «Газпромбанк» Вадим Дормидонтов объяснил, что представители банковской сферы заинтересованы в финансировании новых ДПМ, но по каждому объекту будут анализировать соотношение рисков и доходности: «Мы многому научились на основе первого ДПМ. Мы получили портфельных генераторов, и это очень прибыльный сектор», – отметил Дормидонтов. 

Кроме того, спикер рассказал, что банки получили понятную модель взаимоотношений с государством и рынком. Одним из главных уроков стало понимание важности функции проектного управления, ведь профинансированная, но недостроенная станция – это серьезный риск для банкиров. Управляющий директор – начальник управления по работе с клиентами энергетики департамента крупнейших клиентов Sberbank CIB Вадим Логофет отметил: «Мы (банки), конечно, внимательно смотрим на каждый отдельный проект с его метриками, с его показателями. Также оцениваем NPV и IRR, как и вы. Ну а модель движения денежных средств по ДПМ-проекту с гарантированным возвратом на инвестиции со стороны государства нас не может не радовать». Первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг» Павел Шацкий отметил: «Если программа модернизации будет запущена, то стране будет нужно 255 паровых турбин, 50 газовых турбин, 130 котлоагрегатов и 225 генераторов. Все это – заказ для потребителей, которые также являются производителями оборудования». Шацкий пояснил, что при размещении заказа на 40 ГВт предприятия строительного и проектного комплекса получат 800 млрд руб., энергомашиностроительные компании  – 500 млрд, металлурги – 160 млрд. «Все это дает мультипликативный эффект в целом на промышленность в размере 1,9 трлн руб. Что, как не это, будет драйвером развития экономики?» – спрашивает Шацкий. 

Директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов в своем выступлении подчеркнул, что программа ДПМ-2 позволит перейти к новым для страны технологиям: «Сейчас в первую очередь обсуждается вопрос об объемах локализации и о сервисном обслуживании газовых турбин». Директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» Андрей Катаев рассказал об итогах имитационного отбора проектов по модернизации. «При проведении имитационного отбора мы получили заявки по 388 проектам – это те объемы, которые компании готовы реализовывать уже сейчас, – сказал Катаев. – В основном это комплексные проекты, и все типы оборудования востребованы. Почти 15 ГВт мощностей планируется к выводу до 2021 года, при этом избыток по результатам КОМ-2021 составил 11 ГВт, что на 7 ГВт меньше, чем годом ранее. В отличие от нового строительства проведение модернизации означает снижение мощности в энергосистеме относительно текущего уровня за счет длительного, на один-два года, вывода действующего оборудования из работы. Соответственно сегодня мы еще имеем возможность запустить программу модернизации, в том числе с использованием конкурсных процедур отбора. Если же подождем два-три года, то отсутствие запаса мощности не позволит говорить о возможности проведения модернизации значимых объемов». Начальник отдела развития энергетического машиностроения, электротехнической и кабельной промышленности Министерства промышленности и торговли РФ Денис Кляповский отметил, что «требование по локализации точно должно быть, и российские производители с этим справятся». По его мнению, требования будут установлены только в части оборудования с высокой степенью локализации. 

Заместитель генерального директора по маркетингу и продажам АО «РОТЕК» Ольга Старшинова подтвердила, что «модернизация, безусловно, дешевле, чем новое строительство». По ее словам, первое, что нужно генераторам при проведении глубокой модернизации, – это восстановление паркового ресурса до 300 тыс. часов, второе – это повышение мощности на 10–20%. «Повышение КПД и снижение расхода топлива – одна из важнейших задач, которую ставят генераторгенераторы»,  – отметила Старшинова.