16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/335-336/8899291.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 03-04 (335-336) февраль 2018 года

Модернизация вновь на старте?

Стоит ли затягивать с поисками новых трендов развития отрасли

Первые итоги договоров о предоставлении мощности (ДПМ) подведены, и теперь специалисты говорят об уроках, полученных на основе этого опыта.

Многие считают, что не нужно изобретать нечто новое, а следует и дальше двигаться по накатанному пути, который получился более-менее удачным. Идет ли речь о ДПМ-2 и в какие сроки он возможен, рассуждали участники круглого стола «Перспективы развития энергетики: устойчивые тренды», организованного Комитетом Российского союза промышленников и предпринимателей (РСПП) по энергетической политике и энергоэффективности совместно с ассоциацией «Совет производителей энергии» в рамках Недели российского бизнеса.



Чтобы не затянуть на долгие годы

Заместитель министра экономического развития РФ Михаил Расстригин пояснил, что основная часть имеющихся объектов генерации вводилась в 1964‑1988 гг., средневзвешенный износ ТЭС составляет 69 %. В связи с окончанием первой программы ДПМ снижаются инвестиции энергокомпаний, падает загрузка энергомашиностроительных предприятий, и все это создает риски для отрасли в целом. При текущей ценовой конъюнктуре провести модернизацию энергомощностей невозможно.

– Без привлечения инвестиций износ генерирующих объектов будет нарастать, что приведет к серьезным ограничениям в качестве и надежности тепло- и электроснабжения потребителей и станет преградой для экономического роста, – считает господин Расстригин.

Замминистра предлагает запустить два направления: первое должно включать в себя анализ ценовых ограничений в рамках тезиса о том, что рост цен не должен превышать уровня инфляции; необходимо определить объем финансовых ресурсов и ограничений, по сути, это денежные потоки, которые могут превратиться в инвестиции. Второе направление – определение объективной потребности в модернизации и экспертиза обоснований по каждому из объектов, что именно будет модернизировано и по каким критериям ведется отбор объектов на этапе этой предквалификации. Не менее важно также определение капитальных затрат. В результате должен появиться широкий перечень объектов и оценка капитальных затрат, необходимых для модернизации.

– И когда мы будем иметь объем финансовых ограничений, перечень объектов, мы сможем сформировать определенные условия для проведения конкурса на модернизацию, – отметил Расстригин.

Председатель Наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина рассказала, что в 2012‑2017 гг. было модернизировано порядка 18 ГВт мощностей. Из этого числа абсолютное большинство объектов подверглось лишь перемаркировке (изменению установленной мощности), что также рассматривалось как модернизация, тогда как мощность объектов «чистой» модернизации составила около 2 ГВт, то есть в среднем объем подтвержденной модернизации составляет 0,5 ГВт в год. Таким образом, для обновления 40 ГВт устаревшего парка оборудования в данных условиях понадобится порядка 80 лет.

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



Тепловая энергетика остается краеугольным камнем

По прогнозам, даже при бурном развитии ВИЭ к 2035 г. более 60 % установленной мощности энергосистемы России будет занимать тепловая генерация.

Заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы Виталий Королев напомнил, что решение о проведении модернизации принято президентом страны. Господин 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: «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 предложил сценарий «умной» модернизации, предполагающей, в частности, рациональное использование денег потребителей и предотвращение дефицита в энергосистеме.

– Переход на шестилетний коммерческий отбор мощности (КОМ) даст возможность управлять риском дефицита мощности, поэтому рационально не проводить модернизацию в отношении всего оборудования подряд, – сказал господин Чуваев. – Например, неразумно давать дорогой ДПМ тем, кто и так успешно работает в конкурентном рынке, а также тем, кого по мнению Системного оператора можно просто вывести из эксплуатации или законсервировать.

По словам председателя правления, генерального директора АО «СУЭК» Владимира Рашевского, в настоящее время речь идет «о запуске нового инвестиционного процесса, который позволит обеспечить долгосрочную надежность в электроэнергетике, создать мощный источник экономического роста, сделать это оптимальным способом, создавая наименьшую возможную нагрузку на потребителя».

– 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 на нее средств будет значительно выше обсуждаемой сегодня. Поэтому запуск программы «ДПМ-2» предопределен. При разработке ее нормативной базы необходимо учитывать и наш опыт по «ДПМ-1», и опыт европейских коллег.

Господин Лифшиц также отметил, что 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.

Директор Департамента станкостроения и инвестиционного машиностроения Министерства промышленности и торговли РФ 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 он.



Избежать рисков

В поддержку ДПМ высказался и управляющий партнер Vegas Lex Александр Ситников. Он подчеркнул, 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».

Известно, что в Минэнерго России с привлечением ведущих специалистов отрасли началась работа по обсуждению базовых принципов конкурентного механизма отбора проектов реконструкции тепловых электростанций. Предлагается использовать механизм, аналогичный действующей программе ДПМ, которая 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 г. начнется снижение платежей потребителей по первой волне договоров ДПМ ТЭС (по оценке Минэнерго, с 2021 по 2030 г. снижение платежей будет составлять порядка 130‑250 млрд руб. в год). Это позволит реализовать новый инвестиционный цикл, избежав того, чтобы рост платежей потребителей за электроэнергию превысил бы темпы инфляции.

Еще одним 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 изменения границ ценовых коридоров на соответствующий период для учета инвестиционной составляющей.

Заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко отметил, что «при проведении модернизации нужно стараться все делать планово и стараться избегать существенных скачков цены, предложенная модель этому полностью отвечает». Он также добавил, что при реализации данной модели необходимо отдавать предпочтение отечественному производителю. Работая на импортном оборудовании, генераторы испытывают ценовые риски.

Представители крупных потребителей электроэнергии разделяют обеспокоенность Минэнерго по поводу высокого износа генерирующего оборудования и понимают важность его модернизации. Как отметили организаторы круглого стола, установление требований по локализации оборудования положительно скажется на развитии отечественного машиностроения. Генерирующие компании готовы осуществлять необходимые для модернизации инвестиции при наличии прозрачных долгосрочных гарантий их возврата.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 03-04 (335-336) февраль 2018 года:

  • Энергоаудит: поэтапный подход
    Энергоаудит:  поэтапный подход

    Серия мероприятий по сокращению затрат и оптимизации производства на Уральском турбинном заводе несколько лет назад заслужила не просто одобрение властей региона....

  • Практический энергоэффект
    Практический энергоэффект

    Энергосбережение как понятие стало настолько привычным, что отчасти потеряло свое истинное значение. ...

  • Энергоэффективность: практический подход
    Энергоэффективность: практический подход

    Курс на энергосбережение для компаний – одна из важных статей деятельности и расходов. ...

  • Энергетики готовятся к Универсиаде
    Энергетики готовятся к Универсиаде

    МРСК Сибири инвестирует более 4 млрд руб. в подготовку электросетевого комплекса Красноярска к проведению зимней Универсиады-2019. ...

  • Электротехники подают пример по конкурентоспособности
    Электротехники подают пример по конкурентоспособности

    Российские представители электротехнической промышленности рассчитывают не только на собственный потенциал, но и на дельные инициативы «сверху», направленные на решение важнейших проблем отрасли – от поддержки в создании конкурентоспособной продукции до борьбы с нарушающими закон соперниками. ...