Эксперты предупреждают: к 2020 году 48 процентов теплогенерирующих мощностей УрФО достигнут паркового ресурса. Наиболее напряженная ситуация сложилась в Свердловской и Тюменской областях, где через два года 52 и 64 процента мощностей ТЭЦ дойдут до критического показателя выработки. Возможно, ситуацию позволит исправить программа модернизации энергетических мощностей, которую сейчас дорабатывают на федеральном уровне.
Модернизация 2.0
В ее основе - хорошо зарекомендовавший себя при строительстве новых станций механизм ДПМ (договоры о предоставлении мощности), который гарантировал энергетикам возврат средств за счет включения инвестиционной составляющей в стоимость их продукции. Программа ДПМ, запущенная в процессе реформы электроэнергетики, позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране. Сейчас проекты в основном реализованы. Так, в Свердловской области последний завершен в 2016 году - сдана в эксплуатацию станция "Академическая" в Екатеринбурге.
Теперь объем платежей, включаемых в цену мощности для потребителей, начинает сокращаться. Модернизацию планируется проводить как раз за счет этих высвобождающихся средств.
Новый проект получил название "ДПМ-штрих" или "ДПМ-2", его цель - стимулировать собственников проводить модернизацию старых станций. Предлагается механизм гарантированных инвестиций, когда субсидирование реконструкции отдельных генерирующих объектов осуществляется на конкурсной основе. Сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2030 года. Предполагается, что их реализация может начаться после 2022 года.
Важно, что есть понимание: необходимо сосредоточиться на теплофикационных мощностях. В этом принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сфокусированной исключительно на электрическом рынке, - отмечает директор по экономике и тепловым узлам компании "Т Плюс" Александр Вилесов. - Мы рассчитываем на участие в новом проекте, у компании порядка трех гигаватт мощностей, относительно которых нужно принять решение в ближайшее время - выводить их из эксплуатации или модернизировать.
В энергокомпаниях пока не называют конкретных объектов, ведь состав ДПМ-2, а также стоимостные параметры будут прорабатываться после утверждения документации на новую программу.
Первая программа ДПМ позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране
Впрочем, даже навскидку можно назвать на территории Уральского округа ряд станций, куда гипотетически могли бы пойти средства ДПМ-2. Например, в Свердловской области продолжают работать три объекта-"ветерана": Свердловская ТЭЦ, пущенная в эксплуатацию в 1932 году, Богословская (1944) и Первоуральская (1956). На Южном Урале с 1942-го трудится Челябинская ТЭЦ-1, в Тюмени ТЭЦ-1 - 1960 "года рождения". Однако далеко не факт, что модернизировать собственники решат именно их.
Восстановить нельзя закрыть
При выборе объектов необходимы два фильтра. Первый - рыночный, то есть предстоит определить, хватает на модернизацию денег или нет. Второй фильтр - энергобезопасность: действительно ли этот объект необходим энергосистеме. Соответственно, если не нужен и его можно вывести из эксплуатации, то надо выводить как неэффективное оборудование. Это позволит рационально использовать деньги потребителей и предотвратить дефицит в энергосистеме, - считает директор по реализации электрической энергии компании "Фортум" Альфред Ягафаров.
Именно о рациональном и продуманном распределении средств говорят многие региональные эксперты. Так, первый заместитель гендиректора "Татэнерго" Айрат Сабирзанов считает, что инвестиции в изношенное оборудование не имеют смысла.
Цель программы - продление жизни теплоэлектростанций на 15-20 лет при минимизации стоимости. Но фактически, с учетом сроков окончания ДПМ-1 и цикла жизни оборудования, сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год. На этом горизонте надо как-то обеспечить ее эффективность сегодняшними решениями, - говорит он.
А предлагаемые решения большой эффективностью не отличаются, считает Сабирзанов. Так, удельный расход топлива на действующих ТЭЦ в среднем составляет 335 граммов на киловатт-час, на парогазовых установках немного меньше - 180-250 граммов условного топлива. Это довольно много. Дело в том, что технологии, которые сейчас в работе, создавались в первой половине ХХ века и уже не отвечают требованиям времени.
Программа ДПМ-2 предусматривает немалые вложения: до 2030 года речь идет о сумме порядка трех триллионов рублей. На эти деньги можно решить более дерзкие задачи, чем простое латание дыр. Пора согласиться, что некоторое оборудование из имеющегося сегодня поддерживать не надо, лучше переходить на новые, более эффективные технологии, - заявляет эксперт.
Стимулирование массового продления ресурса паросиловых блоков за счет потребителей приведет к углублению технологического отставания отрасли, считает и директор "Сообщества потребителей энергии" Василий Киселев. Он предлагает обратиться к опыту Европы, где государство поддерживает развитие возобновляемой и распределенной энергетики, развивает передовые технологии хранения энергии, целенаправленно сокращает угольную генерацию.
Уральский энергомаш испытывает сильное давление со стороны иностранных конкурентов: сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе
Мы можем долго продлевать парковый ресурс генерирующего оборудования, но неэффективный парогазовый цикл придется "кормить". Не надо закабалять экономику, поэтому мы предлагаем генерирующим компаниям проводить модернизацию на собственные средства, а не стоять с протянутой рукой, - говорит Киселев.
Свою машину не тянут
Если ДПМ-2 приведет к росту тарифа для промышленных потребителей, не будет ничего хорошего. Значит, должны внедряться энергосберегающие технологии. Это означает, что параллельно нужны инвестиции в энергетическое машиностроение, - говорит заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко. - Опыт показал: если эта отрасль не будет восстановлена, нам придется зависеть от иностранных поставщиков, которые подвержены политическому влиянию.
Представители уральского энергомаша признают, что испытывают сильное давление со стороны иностранных конкурентов: например, на конкурсах, проводимых за рубежом, демпинг по отношению к российским производителям может составлять от 30 до 40 процентов. Однако, сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе.
Сегодня мы позаботились о том, чтобы к моменту запуска программы ДМП-2 наши заказчики обладали набором технических решений, который позволяет провести глубокую модернизацию, - отмечает представитель Уральского турбинного завода Ольга Старшинова. - Но важно, чтобы российская энергетика, развиваясь, учитывала возможности отечественного машиностроения. Пока же наш завод живет в основном за счет заказов для Беларуси, Казахстана и Монголии.
При этом производители оборудования подчеркивают, что модернизация ТЭЦ должна быть более объемной, чем предусматривают разработанные сейчас проекты.
Типовые модели, по которым идет расчет, - это не глубокая модернизация, - отмечает Старшинова. - Например, согласно проектам, реконструкция турбины соответствует всего лишь капитальному ремонту и не позволит станции служить, как новой, еще 15-20 лет. Мы видим, что в идеале необходимо менять и инфраструктуру: электротехническое и вспомогательное оборудование, схемы выдачи мощности и так далее.
20 февраля 2018 года состоялся круглый стол на тему ««ДПМ на модернизацию: проблемы, необходимость, вызовы». Организаторами выступили медиахолдинг «Эксперт» совместно с Агентством стратегических инициатив и секцией по законодательному регулированию энергоэффективности Государственной думы.
В круглом столе приняли участие:
- Кравченко Вячеслав Михайлович, заместитель Министра энергетики Российской Федерации.
- Зубарев Виктор Владиславович, член комитета Государственной Думы Российской Федерации по энергетике, член комиссии по контролю за достоверностью сведений о доходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера, представляемых депутатами Государственной Думы.
- Голомолзин Анатолий Николаевич, заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.
- Вологжанин Дмитрий Евгеньевич, директор Ассоциации "Совет производителей энергии".
- Киселев Василий Николаевич, директор НП "Сообщество потребителей энергии".
и другие эксперты в области энергетики.
В конце 2017 года Президент Российской федерации Владимир Путин дал поручение модернизировать инфраструктуру электроэнергетики в России. При этом нужно сделать так, чтобы «рост тарифа не превышал инфляцию». Правительство, деловые сообщества и региональные власти на различных площадках начали обсуждать новую программу модернизации энергетики.
Основная дискуссия касалась взаимосвязи существующей модели конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также процедуры отбора мощности для модернизации генерирующей инфраструктуры. Также обсуждалась финансовая схема по привлечению инвестиций в модернизацию генерирующей инфраструктуры, ожидаемые экономические и технические результаты от программы ДПМ на модернизацию.
Заместитель Министра энергетики Вячеслав Кравченко сообщил, что Минэнерго России представил программу. Она основана на механизме ДПМ и предполагает отдать приоритет модернизации тепловой генерации. В результате сегодня закладывается порядка 1,5 трлн рублей на модернизацию теплогенерации, а всего на комплексную модернизацию необходимо около 3,5 трлн рублей.
Согласен с заместителем Министра и представитель компании «Квадра» Евгений Жадовец, по его мнению, модернизация отрасли нужна, вопроса это у теплогенерации не вызывает - это позволит восстановить парковый ресурс, улучшить технико-экономические показатели, эффекты для промышленности.
Анатолий Голомолзин, заместитель руководителя ФАС отметил, что официальной позиции ведомства по данному вопросу пока нет. Тем не менее вопрос нужно рассматривать в комплексе - т.е. не только в обновлении генерации, а необходимо добавить расшивку узких мест в сетях, плюс энергосбережение у потребителей. И тогда уже спрашивать, сколько мы готовы платить за мощность на рынке электроэнергии. Новые технологии типа интернета энергии кардинально меняют ситуацию и технологически, и экономически, нельзя это упускать, говоря о программе модернизации на 15 лет, простая замена старого оборудования на новое не пройдет.
Первый заместитель генерального директора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов считает, что сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год, на этом горизонте необходимо принимаемыми сегодня решениями обеспечить ее эффективность. Если посчитать деньги, то это 1,5 трлн. рублей до 2030 года, но при учете срока жизни этого оборудования (как минимум 15 лет) 2030 год - середина жизненного цикла, и мы говорим о суммах порядка 3 трлн. рублей. Это сопоставимо с ДПМ-1, это немалые деньги. На эти деньги надо ставить более дерзкие задачи, чем сегодня, не просто латать изношенные дыры.
Василий Киселев, директор ассоциации НП «Сообщество потребителей энергии» отметил, что сами промпредприятия очень активно занимаются модернизацией и понимают необходимость в модернизации электроэнергетики, но выступают против предложений Минэнерго России. Генерация могла бы продолжать вести модернизацию за свой счет - механизмами РСВ, КОМ. Странно слышать, что на модернизацию нет денег, если некоторые умудряются скупать конкурентов.
Александр Вилесов, представитель компании «Т-Плюс» отметил, что сегодня цена на КОМ покрывает текущие затраты, но не дает возможности модернизироваться. Кроме того, надо смотреть совокупные затраты на срок функционирования, это выгодно потребителю. При этом нет смысла смотреть дольше, чем на 15 лет вперед, так как изменится профиль потребления, технологии, да и банки не дадут таких долгих денег.
В 2010 году для стимулирования сокращения дефицита мощностей в экономике (отчасти только прогнозируемого) регуляторами энергетического рынка была инициирована программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая была призвана создать условия для финансирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.
Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов, на сайте Минэнерго можно найти следующую структуру общего объёма программы:
На начало 2016 года по программе ДПМ оставалось ввести около 7,5 ГВт. Реализация проекта привела к неожиданной проблеме - мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2014 году примерно на 30%. Существенная величина, которая привела к избытку мощности в экономике. В связи с переизбытком предложения генерирующие компании пытаются сдвинуть сроки по ещё не введённым объектам или же перенести задним числом сроки ввода уже сданных объектов в тех случаях, когда эти сроки оказались нарушенными, что привело к санкциям.
В преддверии завершения программы регуляторы энергетического рынка разошлись во мнениях, стоит ли продлевать эту программу. Несмотря на то, что дефицит мощностей сменился существенным профицитом, в отрасли осталась одна весомая проблема - сильный износ уже работающих мощностей. Для постепенного вывода ветхих фондов и их замены новыми необходимо сохранить имеющийся в отрасли денежный поток, для чего нужно либо продлить программу ДПМ, либо придумать иные механизмы привлечения средств в отрасль.
Среди вариантов, не считая сохранения не самой эффективной по мнению экспертов энергетического рынка программы ДПМ, Минэкономики называет повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), куда мощности, построенные по ДПМ, попадают в обязательном порядке, и механизм гарантирования инвестиций, что, по-видимому, соответствует принятому в распределительной энергетике RAB-регулированию тарифов, нацеленному на возврат инвестированных средств посредством гарантированной государством доходности на инвестированный капитал.
Против продления программы ДПМ говорит то, что в стоимости электроэнергии для конечного потребителя надбавка за мощность по программе ДПМ может составлять до 10% от тарифа. Впрочем, недофинансирование может через некоторое время привести к тому, что потребуются новые экстренные меры, вроде той же программы ДПМ, принятой несколькими годами ранее. Затраты на инвестиции всё равно нужно возвращать, в противном случае просто не будет желающих их осуществлять. Делать это лучше постепенно, используя эффективные механизмы привлечения средств в отрасль.
Также не до конца ясно возможное влияние отказа от программы ДПМ на сбытовые компании. Сбытовая надбавка рассчитывает в процентах от стоимости электроэнергии, снижение которой может также привести к снижению доходов сбытовых компаний. В конечном счёте потребитель выиграет вдвойне, однако пострадает отрасль. Вариант с полным отказом от любых механизмов привлечения инвестиций в генерирующую отрасль выглядит маловероятным. Кроме того, пик платежей по программе ДПМ приходится на 2021−2022 годы. Перспектива по российским меркам достаточно отдалённая, скорого прекращения поступления средств ждать не стоит. С учётом необходимости модернизации устаревших мощностей велика вероятность, что при помощи старых или новых механизмов финансирование отрасли за счёт потребителей сохранится.
Изображение: http://atomproekt.com/activitycategories/generation/
Генерирующие компании добились принципиального согласия Владимира Путина на новый десятилетний этап инвестиций в отрасль за счет потребителей. В итоге может быть модернизировано от 40 до 100 ГВт мощности, в зависимости от выбранного варианта, что обойдется не менее чем в 1,5 трлн руб. Хотя Владимир Путин упомянул, что затраты на модернизацию не должны стать дополнительным бременем для потребителей, те считают, что решение о модернизации неминуемо обернется для них ростом нагрузки.
Минэнерго получило принципиальное согласие Владимира Путина на запуск программы модернизации электростанций. По итогам совещания глава Минэнерго Александр Новак сообщил, что принято решение в ближайшее время подготовить правовую базу, «чтобы реализовать новую десятилетнюю масштабную программу привлечения инвестиций в электроэнергетический комплекс». Он отметил, что средний возраст электростанций составляет 34 года, более 30% всего оборудования - старше 45 лет. Через десять лет, по его словам, в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 ГВт. Модернизация сможет продлить сроки работы электростанций на 15–20 лет.
Программа модернизации должна продолжить волну массовых вводов новых энергоблоков по программе договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций в строительство электростанций за счет повышенных платежей потребителей). ДПМ запущен в 2010 году и был обязателен для генкомпаний, проданных при реформе РАО «ЕЭС России». Позже аналог ДПМ ввели и для ГЭС «РусГидро» и АЭС «Росэнергоатома», а также для возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Всего по программе ДПМ должно быть введено около 40 ГВт новых объектов. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, инвестиции в ДПМ составили около 800 млрд руб. Текущий годовой платеж по ДПМ в размере 260 млрд руб. начнет снижаться в этом году и к 2025 году сократится до 45 млрд руб., а к концу 2020-х годов - обнулится (после возврата инвестиций ДПМ-мощности относят к «старой» генерации, плата резко снижается).
Крупные генкомпании уже давно лоббировали продление программы ДПМ (механизм «ДПМ-штрих», но для модернизации) и другие варианты реинвестирования денежного потока от ДПМ. По их мнению, текущая плата за мощность не обеспечивает окупаемость модернизации станций. Как именно будет реализована новая программа ДПМ, пока неясно, Минэнерго на совещании озвучило две схемы.
Первая - это направление 1,5 трлн руб., высвобождающихся после завершения ДПМ, на оплату обновления станций через конкурсы и заключение инвестконтрактов. Речь, по сути, как раз идет о механизме «ДПМ-штрих», среди его ключевых параметров, по словам господина Новака: разумная доходность в привязке к ОФЗ, начало возврата инвестиций только по окончании модернизации, штрафы за несвоевременное исполнение обязательств, определение типовых технических решений и эталонов стоимости работ. Это позволит обновить около 40 ГВт мощности до 2030 года. Второй способ - продлить сроки долгосрочных конкурентных отборов мощности (КОМ) с четырех до шести лет, увеличив ценовой коридор отборов. Это приведет к росту платы потребителей за мощность и поможет модернизировать до 100 ГВт.
Владимир Путин на совещании подчеркнул, что инвестиции в модернизацию «должны привести к снижению операционных расходов», то есть капзатраты «не должны ложиться на плечи потребителей, бизнеса, граждан, социальных и государственных учреждений». Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что предложения Минэнерго прямо противоречат этому указанию. «Любое нерыночное привлечение инвестиций через заявленное Минэнерго изменение нормативной базы неизбежно приведет к чувствительному росту финансовой нагрузки на потребителей, поскольку постоянно вводимые нерыночные надбавки уже поглотили все доступные ресурсы на долгие годы вперед»,- отметил он. По оценке потребителей, с 2018 по 2028 годы их плата за мощность даже без учета модернизации вырастет до 6,8 трлн руб. за счет дополнительной нагрузки от проектов ВИЭ, мусоросжигающих заводов и других нерыночных надбавок.
Как отмечает Наталья Порохова, первый вариант Минэнерго действительно может «уложиться» по расходам в объем текущих платежей по ДПМ, чего будет достаточно для модернизации 40 ГВт. Второй вариант потребует дополнительно еще 100–200 млрд руб. «в зависимости от того, что понимается под ростом цен». Ранее генкомпании оценивали, что для модернизации достаточно поднять цену КОМ на 6% к 2021 году, до 160 тыс. руб. за МВт в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал). По их подсчетам, к 2035 году нужно модернизировать до 70 ГВт, затратив на это до 1,2 трлн руб.
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 условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.
Комитет Государственной Думы по энергетике провел «круглый стол» на тему: «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования». Предметом обсуждения стала программа привлечения инвестиций в модернизацию российской генерации.
Сегодня средний возврат оборудования в отрасли составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. В ноябре 2017 г. по итогам совещания у Президента РФ была в целом одобрена новая программа модернизации на основе ДПМ (договоров на предоставление мощности), известная как ДПМ-штрих. Первая программа ДПМ, запущенная в ходе реформы электроэнергетики, позволила обновить около 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране. Сейчас проекты ДПМ в основном завершены или подходят к завершению.
Открывая мероприятие, председатель комитета по энергетике Павел Завальный заявил: «Прежде всего, важно определиться не просто с критериями отбора объектов для модернизации, но и с объемом мощностей, которые необходимы электроэнергетике для удовлетворения спроса на тепло и электроэнергию в среднесрочной перспективе, с учетом имеющейся на сегодня избыточной мощности и значительного потенциала развития распределенной энергетики. Мнения экспертов отрасли по этому вопросу расходятся. Нужно понять, какую конфигурацию генерации мы хотим получить, какое должно быть соотношение централизованной и распределенной энергетики, различных видов генерации, что делать с неэффективными мощностями, как и когда выводить их из употребления.
При этом важно определить критерии модернизации. Есть опасения, что программа в ее нынешнем виде даст продление ресурса крупных традиционных электростанций, но не принесет повышения эффективности. В наших условиях, когда энергоресурсы для генерации стоят значительно ниже, чем в той же Европе, а цена на энергию для конечных потребителей вполне сопоставима с европейской, прямого экономического смысла вкладываться в повышение эффективности у генераторов нет. На мой взгляд, обязательным условием вложения средств в модернизацию генерации по схеме ДПМ-штрих должно быть повышение ее экономической и экологической эффективности как минимум на 20% и более. Иначе конкуренция среди потенциальных участников будет идти по критерию меньшей цены, а не большей эффективности. Но такая модернизация за счет потребителя не имеет смысла».
Заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко отметил, что решение об использовании механизма ДПМ-штрих основано на тщательном анализе той рыночной среды, которая сложилась в результате реформы электроэнергетики. «Конечно, в вопросе финансирования модернизации генерации можно идти более «правильным» рыночным путем, но результаты, ценовые последствия таких решений в условиях того несовершенного рынка, который мы имеем, боюсь, не устроят никого» - подчеркнул он.
По мнению министерства, при консервативном сценарии развития спроса на электроэнергию риски возникновения дефицита могут появиться уже в 2023-25 годах. Объем необходимой модернизации составляет порядка 40 гВт. Величина средств, которые высвобождаются по программам ДПМ в действующих тарифах с 2021 года, и могут быть направлены на новую программу, оценивается Министерством энергетики в 3,5 трлн. руб. к 2035г. При этом необходимо в первую очередь финансировать модернизацию тепловой генерации, а все остальные виды - АЭС, ГЭС, станции на ВИЭ, должны быть допущены к программе по остаточному принципу.
Важно, чтобы в программе ДПМ-штрих были учтены недостатки ДПМ. Например, ДПМ строились не всегда с полноценным анализом того, где и что необходимо построить. В результате часть новых объектов оказались недостаточно востребованы. ДПМ-штрих предполагает конкурентный отбор по годам, при этом инвестор должен будет априори заявить определенный набор мероприятий по модернизации, и будет нести ответственность за невыполнение этих обязательств.
Ключевым условием запуска программы, поставленным Президентом РФ, является неувеличение платежей потребителей выше инфляции. По мнению министерства, речь идет о конечной цене на энергию, при этом стоимость энергии на оптовом рынке также не должна расти выше инфляции.
Заместитель начальника управления регулирования электроэнергетики ФАС России Максим Головин подчеркнул, чтодля соблюдения данного условия необходимо провести предварительную оценку социально-экономических последствий запуска программы ДПМ-штрих по годам, с учетом уже имеющихся нерыночных доплат (поддержка развития АЭС, ВИЭ, мусоросжигающих заводов, регионов Дальнего Востока и так далее).
Заместитель директора департамента Минэкономразвития РФ Андрей Габов озвучил ряд отличий в подходе его министерства к программе ДПМ-штрих. Прежде всего, по мнению Минэка, к программе должны быть допущены не только ТЭС, но и другие генераторы - АЭС, ГЭС, ВИЭ. Кроме того, министерство полагает, что конкурс проектов должен быть проведен по всем объектам сразу, чтоб добиться максимальной конкуренции, а к отбору проектов на этапе сравнения по капитальным затратам привлечь к их рассмотрению потребителей энергии.
Одной из наиболее острых тем для обсуждения на круглом столе стала тема критериев отбора проектов для участия в модернизации. Заместитель директора департамента Министерства промышленности и торговли Российской Федерации Олег Токарев отметил, что одним из важнейших должна быть значительная, до 80%, степень локализации оборудования ТЭС в целом, модернизирующихся по программе ДПМ-штрих. Задачи значительного повышения экологичности и эффективности оборудования могут быть достигнуты через обязательство использовать только оборудование, соответствующее уже разработанным справочникам наилучших доступных технологий. Соответствующее российское оборудование уже существует и внесено в эти справочники. Помимо прочего, использование данных критериев даст мультипликативный эффект и для смежных отраслей, прежде всего, энергетического машиностроения.
Заместитель директора Института проблем естественных монополий Александр Григорьев предложил обратить внимание на критерии отбора по виду топлива. Связано это, прежде всего, с теми рисками, которые возникают из-за снижения конкурентоспособности угольной генерации при имеющихся ценах на газ на внутреннем рынке и неразвитой межтопливной конкуренции. Иначе можно потерять угольную генерацию, что ощутимо ударит по угольной отрасли в целом и может привести к потенциальному росту социальной напряженности в угледобывающих регионах страны.
Генеральный директор НП Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев поставил под сомнение сам подход, при котором модернизацию генерирующих мощностей фактически вновь должны оплачивать не энергетические компании, а промышленные потребители. Генерирующий комплекс, по его мнению, имеет достаточные ресурсы для обновления мощностей в рамках действующих рыночных механизмов и значительный потенциал для повышения собственной эффективности. Сегодня уже существуют механизмы, которые позволяют поставщикам получать достаточные объемы маржинальной прибыли в секторах РСВ, КОМ и на рынках теплоснабжения, и некоторые из них уже проводят техническое перевооружение за их счёт. Дополнительные возможности для инвестиций в тепловую генерацию должна дать и утвержденная в прошлом году модель ценообразования по методу «альтернативной котельной». В предлагаемом виде, по мнению Василия Киселева, программа может негативно сказаться на стоимости электроэнергии для промышленных потребителей, а значит, конкурентоспособности российской экономики, привести к консервации технологической отсталости тепловой генерации, снижению привлекательности высокотехнологичных инвестиций в нее, а также будет способствовать ускорению ухода потребителей на собственную генерацию.
Руководитель направления «Электроэнергетика» Энергетического центра СКОЛКОВО Алексей Хохлов акцентировал внимание участников круглого стола на недостаточном учете потенциала развития распределенной энергетики. Складывается впечатление, что ни основные игроки отрасли, ни регуляторы в принципе не берут в расчет мировой тренд изменения парадигмы развития энергетики и роли в этом распределенной энергетики и других новых технологий. Они не учитывают их потенциала, выбирая путь наращивания мощностей традиционных крупных электростанций. По мнению Энергоцентра СКОЛКОВО, необходимо признать распределенную энергетику важным элементом развития электроэнергетики России, активно задействовать ее возможности в программах развития электроэнергетики регионов, проводить сравнительный анализ проектов по модернизации крупной генерации и развития распределенных энергетических ресурсов, включить соответствующие проекты в контур механизмов рынка мощности, а также снять барьеры и ограничения на пути создания и функционирования объектов распределенной энергетики.
Также в ходе круглого стола свою позицию по проблеме финансирования модернизации объектов генерации озвучили представители компаний отрасли: ПАО «РусГидро», ПАО «Россети», ПАО «Т Плюс», ПАО «Татэнерго», ООО «Газпромэнергохолдинг», ПАО ТГК-14, группы РЕНОВА.
Подводя итог дискуссии, первый заместитель председателя комитета по энергетике Сергей Есяков выразил надежду, что представители федеральных органов исполнительной власти прислушаются ко всем аргументам, высказанным участниками и экспертами отрасли, потребителями энергии, и значительно усовершенствуют перечень критериев отбора проектов для программ ДПМ-штрих, в том числе внеся в него участие инвесторов, собственников объектов генерации в программах модернизации не менее 50%, а также сделают акцент на процедурах реальной конкуренции. Только так можно будет решить основные задачи - добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.
