Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам и вынуждает энергетиков отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию

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.

Новосибирский завод "Элсиб" — одно из крупнейших энергомашиностроительных предприятий за Уралом. На его генераторах работают 33% ТЭЦ и 30% ГЭС России. О том, что ждет предприятие от грядущей модернизации тепловых электростанций и планах на будущее в интервью корреспондентам РИА Новости Дмитрию Михалеву и Ларисе Макеевой рассказал гендиректор завода Дмитрий Безмельницын.

— Дмитрий Аркадьевич, как "Элсиб" оценивает предварительные итоги 2017 года?

— Все наши заказчики готовятся к процессу модернизации энергетики. Они стремятся все свои инвестиционные потребности, что разумно, скомпоновать в рамках новой программы модернизации энергомощностей (ДПМ-2).

Рыночная ситуация достаточно напряженная: количество заказов ограничено, игроков на рынке не убавилось. Более того, идет мощная экспансия со стороны зарубежных производителей, таких как Siemens и General Electric, которые тоже ощущают дефицит загрузки.

С учетом реалий, которые сложились на рынке и в экономике, считаю, что результаты 2017 года можно назвать нормальными. Предприятие функционирует, осваивает новую продукцию, не прекращает реализацию инвестпрограммы.

— По итогам 2017 года есть прирост выручки?

— По выручке мы остались на уровне 2016 года — около 2,4 миллиарда рублей. И 2018 год мы тоже планируем на аналогичном уровне. Этот объем позволяет нам оставаться в плюсе, нормально вести хозяйственную и инвестиционную деятельность. В 2019 году мы ожидаем рост выручки до 3 миллиардов рублей, а в 2020 году планируем выйти на выручку в 5 миллиардов рублей.

— Какова ситуация по объему портфеля заказов?

— Думаю, что в этом году начнется рост. Уже сейчас есть проекты, которые с большой долей вероятности будут реализованы. В этом году мы можем выйти на показатель по контрактации в 3,5-4 миллиарда рублей. Эти цифры как раз и обеспечат рост выручки предприятия в 2019-м и дальнейших годах. В 2017 году мы законтрактовали проектов на 2,575 миллиарда рублей. На сегодняшний день в этом году законтрактовано проектов на 1,545 миллиарда.

— Какие основные риски на сегодняшний день существуют для предприятия?

Риск один — промышленности нужна загрузка. Даже меры господдержки в виде софинансирования каких-то затрат… Это хорошо, но их же нужно возвращать, даже если процентная ставка или часть затрат субсидируется. А из чего вернуть, если ты не работаешь? Но мы находимся, может быть, даже в чуть более выигрышной ситуации по сравнению с другими отраслями. Потому что, во-первых, энергетика такая отрасль, в которой остановка инвестиций и ремонта чревата тяжелыми последствиями. Во-вторых, энергокомпании-заказчики, в большей степени, финансово устойчивы. Третье, и это озвучено на уровне президента и правительства, готовятся документы для грядущей программы модернизации энергомощностей.

— Как вы оцениваете перспективы загрузки "Элсиба" новыми заказами в рамках разрабатываемой сейчас масштабной программы модернизации тепловой генерации?

— В рамках этой программы планируется обновить 40 ГВт мощностей, причем речь идет о городских ТЭЦ, где эксплуатируется большое количество наших машин — в основном генераторы мощностью 60 МВт и 100 МВт. То есть, если мы за все время существования изготовили 870 турбогенераторов, то здесь речь идет о том, что нужно за 10 лет изготовить не одну сотню машин. Понятно, что не все они попадут к нам в производство, тем не менее, это будет серьезный объем. А кроме этого еще будут проекты не в рамках договоров предоставления мощности.

— Способны ли российские производители полностью покрыть потребности новой программы?

— Климатические условия нашей страны и низкие температуры позволили наработать опыт и компетенции в сфере проектирования и изготовления теплофиксационных турбин — на территории России вырабатывается большая часть теплоэнергии мира. Соответственно, отечественные энергомашиностроители считаются одними из самых передовых в этом сегменте.

Относительно нашего завода — мы готовы на 100%. Абсолютно. Ничего не утрачено. Поэтому я просто уверен, что энергомашиностроительный комплекс страны блестяще справится с решением этой задачи и очень сильно поднимется на этой программе.

— В свете обсуждения перспектив производства газовых турбин на территории РФ есть ли интерес к проектам производства ключевых элементов газотурбинных установок?

— Эта продукция требует специфичного станочного парка. Здесь нужен специализированный турбинный завод, для того чтобы полноценно и эффективно осваивать изготовление таких компонентов. То есть это не наша сфера.

— Какие меры со стороны правительства, на ваш взгляд, сегодня уместно предпринять для поддержки отечественных производителей энергооборудования?

— На ближайшие 10-15 лет рынок России будет являться самым крупным рынком энергомашиностроения в мире. Потому что в мировом масштабе рынок уже насыщен оборудованием и, чтобы зайти на второй круг, надо ждать 30 лет, когда оно износится. А мы уже как раз подошли к этому.

Все крупные компании, в том числе Siemens, GE и многие другие имеют в своем арсенале паровые турбины и генераторы для них. Сейчас они имеют очень большие проблемы с загрузкой. В этой ситуации только правительство может сказать, что "нам надо поддержать своих". Мы очень надеемся на это. Наш энергомашиностроительный комплекс вполне конкурентный. Единственное, правительство не должно допустить стороннего давления на отечественные заводы. Это будет лучшей поддержкой.

— Как реализуются проекты по поставкам двигателей на АЭС, которые строит "Росатом" в России и за рубежом?

— Сейчас мы реализуем проекты по изготовлению двигателя для индийской станции "Куданкулам", создаются третий и четвертый блоки. В ближайшее время начнутся конкурсы по АЭС "Аккую" (Турция), "Руппур" (Бангладеш), "Бушер-2" (Иран), "Ханхикиви" (Финляндия), "Пакш" (Венгрия). Поскольку все эти двигатели будут разыгрываться на конкурсной основе, мы одни из возможных производителей. Считаю, что мы очень серьезно поборемся за эти заказы. Там будут и тяжелые машины мощностью 7100 кВт и большое количество других машин. В этом году и в целом в перспективе 3-5 лет будут очень большие объемы заказов по атомной технике.

— В 2019 году завод должен поставить индийской АЭС "Куданкулам" двигатели нового типа. Выполнение этого контракта увеличит шансы на получение новых?

— Это очень серьезные машины. Они должны обладать высокой надежностью, продукция требует серьезных инженерных решений и технологических возможностей по изготовлению элементов и узлов. Справившись с такой работой, мы доказываем свою дееспособность и имеем возможность участвовать в проектах, о которых мы говорили ранее. А дальше, если ты справляешься с самой сложной машиной, то тебя будут привлекать и на другие. Понятно, что есть конкуренция по цене, но если говорить об АЭС, то главный упор будет на качество, так как последствия могут быть необратимыми. Здесь нужно действовать наверняка.

— Какие возможности для себя "Элсиб" видит в области распределенной энергетики?

— Мы видим их, прежде всего, в части освоения выпуска генераторов меньших мощностей для комплектования турбин, которые работают в распределенной энергетике. Это мощности 6,8,12,16 МВт как для паровых, так и для газовых машин.

В некоторых регионах тарифы на электроэнергию достаточно высокие, некомфортные для многих промышленных потребителей, которые имеют свою генерацию. Поэтому спрос на генераторы малой мощности будет иметь место.

Мы уже этим занимаемся, выполнили поставку машины мощностью 6 МВт на Южную станцию Рубцовска для паровой турбины. Этот проект, хоть и не относится к распределенной энергетике, стал для нас первым опытом изготовления генератора такой малой мощности. Сейчас у нас в производстве с выпуском в этом году находится генератор мощностью 12 МВт. Мы планируем расширять номенклатуру и линейку генераторов для распределенной энергетики.

— То есть предприятие планирует развитие по всем направлениям?

— А почему нет? Ведь, на данный момент, сохранен коллектив завода, материальная часть, осваивается новая продукция. Мы готовы к реализации масштабной программы модернизации энергомощностей. Мое мнение, что "Элсиб" ждет блестящее будущее. Причем развитие будет комплексным.