Онлайн-версия издания

Яндекс.Метрика

В стиле энергомодерн

В России стартовала вторая часть программы модернизации энергомощностей. 

Автор: Юрий Юдин

В стиле энергомодерн

Гусиноозерская ГРЭС


Первая часть программы­ – строительство – факти­чески завершилась в 2018 году. За 10 лет в рамках механизма договоров предоставления мощности (ДПМ) в стране было построено 30 ГВт новых мощностей (или около 15% общей мощности Единой энерго­системы (ЕЭС), оплачиваемых потребителями оптового рынка (ОРЭМ). Это позволило решить проблему наиболее изношенной генерации и повысить надежность ЕЭС. Однако время не стоит на месте, действующие ­электростанции также нуждаются в обновлении. Поэтому в 2019 году правительством была запущена вторая волна ДПМ – модернизация. Власти ­оценивают затраты генераторов в ходе нового инвестцикла в 3,5 трлн рублей. Львиная доля вкладываемых средств достанется поставщикам оборудования: поддержка отечественного машиностроения и локализа­ция передовых разработок – одни из ключевых задач программы. Минпромторг уже оценил объем заказа оборудования на первом этапе модернизации (2022–2024 годы) в 142 млрд рублей. Модернизации – окно возможностей, которым может воспользоваться и Атомэнергомаш, уверены в руководстве компании. Но для этого АЭМ придется поучаствовать в ост­рой конкурентной борьбе.

lori-0005515920-a6.jpg
Ново-Иркутская ТЭЦ. Фото: Алена Гильмуллина / Фотобанк «Лори»

ДПМ-1: опыт признан успешным

Программа строительства новых мощностей в рамках ДПМ стартовала 10 лет назад при ликвидации единого РАО «ЕЭС России» (перестало существовать в июле 2008 года). Идея реформы заключалась в разделении генерации, сбытого и сетевого секторов для формирования конкуренции в первом и втором сегментах. Генерирующие мощности были разделены на крупные лоты (ОГК и ТГК) и проданы частным инвесторам, как российским, так и зарубежным. Покупая электростанции, новые собственники взяли на себя обязательства по строительству дополнительных энергоблоков: к тому моменту средний возраст оборудования в отрасли уже стал реальной угрозой надежности и бесперебойности энергоснабжения потребителей, энергетики зачастую эксплуатировали технику 1930–1940-х годов. 

ДПМ гарантировал энерго­компаниям возврат инвестиций в течение 10 лет с доходностью, привязанной к доходности ОФЗ (примерно 14%). Для АЭС и ГЭС был введен аналог ДПМ – срок окупаемости инвестиций составил 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (против 14%), а затраты на строительство не нормировались, а рассчитывались из фактических. 

В обмен инвесторы обязались в определенные сроки построить новые энергоблоки, а за срыв сроков – платить штрафы. Программа ДПМ позволила обновить около 30 ГВт мощностей, или 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране, вложения энергетиков составили около 2 трлн рублей, отметил глава Минэнерго Александр Новак. 

Большинство российских энергокомпаний, в числе которых оказался и Росэнергоатом (электро­энергетический дивизион Росатома), успешно справились с поставленными задачами. 

2.jpgАндрей Никипелов, генеральный директор АЭМ: 

Программа модернизации российской энергетики открывает для нас новое окно возможностей. Нужно максимально эффективно использовать наши компетенции в тепловой энергетике, если надо – кооперироваться, выходить с комплексными предложениями, если есть такая ­­необходимость. Причем это задача не только ЗиО-Подольска как производителя оборудования для тепловой энергетики. Своя ниша есть у ­ЦНИИТМАШ, СвердНИИхиммаш и у других предприятий дивизиона.

Повышение цен для снижения затрат

За новые энергоблоки промышленные потребители в течение всего срока окупаемости платят повышенные спецнадбавки к цене мощности. По мере оплаты ДПМ платеж потребителей снижался, на рынке стали формироваться так называемые высвобождающиеся средства – раньше эти деньги потребителей шли на возврат вложений генераторов. Именно их власти решили перенаправить на модернизацию изношенных, но необходимых системе и востребованных потребителями энергоблоков. 

Общая концепция программы модернизации ТЭС была одобрена президентом России Владимиром Путиным еще в конце 2017 года. Но если необходимость дальнейшего обновления стремительно устаревающей генерации у большинства экспертов рынка не вызывала сомнений, то конкретные условия программы жестко обсуждались участниками рынка. В окончательном виде программа ДПМ-2 была утверждена лишь год спустя. 

8c2c55c3d5c955f5e79782b863aff5a9.jpg
Иркутская ТЭЦ-10 (на этом и других фото - станции, попавшие в перечень проектов модернизации)

Для того чтобы энергетики могли провести наименее затратные мероприятия по обновлению оборудования, власти приняли решение повысить цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2022–2024 годы. Ранее отборы проводились на четыре года, в этом году КОМ будет проведен на шесть лет вперед. В указанные годы цена мощности будет проиндексирована на 20%, что даст генераторам дополнительно ­675–922 млрд рублей в 2022–2031 годах. Эти деньги позволят провести самые дешевые ремонты на электростанциях и сохранить на рынке часть изношенных ­мощностей.­ В 2022–2024 годах будет модернизировано 10,4 ГВт – 8,61 ГВт отобраны в рамках конкурса, еще 1,78 ГВт более дорогих (но необходимых энергосистеме) мощностей включены в программу по квоте Правительственной комиссии по развитию электроэнергетики. Отборы на 2025–2031 годы будут проводиться ежегодно – по 4 ГВт в год. Внутри квота делится между 1-й и 2-й ценовыми зонами в пропорции 80% на 20%. 

1.jpg
Александр Новак
, министр энергетики России:

Средний возврат генерирующего оборудования в России составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. Если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 000 МВт.

Меньше рисков, больше инвестиций

Основным критерием отбора является минимальная удельная стоимость электроэнергии и мощности (расчетная одноставочная цена, LCOE) после модернизации. По итогам КОММод прогнозные цены оказались снижены на 30–40%, подчеркивал после конкурса Александр Новак. Срок окупаемости – 15 лет, договоры планируется заключать на 16 лет. Энергетики начнут получать повышенные платежи с рынка только после возвращения обновленных энергоблоков на рынок. При этом за непоставку мощности в срок энергетикам грозят существенные штрафы (25% от цены законтрактованной, но непоставленной мощности). 

Первый КОММод на 2022–2024 годы уже состоялся: в начале апреля «Системный оператор ЕЭС» опубликовал предварительный перечень проектов, попадающих в программу модернизации ТЭС на 2022–2024 годы. В него вошли 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт. Объем поданных заявок составил почти 22 ГВт. Суммарный CAPEX отобранных проектов оставил 61,6 млрд рублей, что составляет лишь 3,62% от общей оценки затрат (1,7 трлн ­рублей), хотя на эти проекты приходится 26% рыночной квоты, или 22% всего ­объема программы. 

29 мая список проектов на первую трехлетку был дополнен 1,78 ГВт по квоте правкомиссии, вложения в них составят уже 63,5 млрд рублей. Впрочем, даже с учетом превышения прогноза расходов по квотной части суммарная стоимость обновления мощностей в 2022–2024 годах окажется в три раза меньше расчетной – 125,1 млрд рублей против ожидавшихся 374 млрд рублей. 

Программа модернизации окажет положительное влияние не только на состояние российской энергетики, но и на финансовые показатели многих компаний сектора, отмечали аналитики Fitch ­после утверждения программы. По оценкам экспертов международного рейтингового агентства, программа модернизации уменьшит риски снижения прибыли по мере завершения программы ДПМ и позволит привлечь инвестиции в сектор. Причем на основную часть смогут рассчитывать именно российские машиностроители.

3.jpgМаксим Орешкин, глава Минэкономразвития: 

Основной результат новой программы ДПМ – уже случившееся в результате конкурсного отбора падение цен на 30–40% ниже ожиданий. Это наглядно показывает, что спрос на этот механизм на рынке очень высокий, при этом он позволяет существенно снижать расходы потребителей.

Выгодно всем 

Власти не скрывают, что цель программы – не только обновление генерации в России, но и поддержка отечественных производителей энергооборудования. 

«По итогам отборов проектов поставщики принимают на себя обязательства по поставке мощности в течение 16 лет, обеспечивающие надежность работы энергосистемы, а также по обязательному использованию в проектах модернизации локализованного оборудования, вкладывая деньги в российское энергетическое машиностроение, совокупные инвестиции в которое по итогам первых отборов составят порядка 142 млрд рублей», – заявили в Минпромторге после утверждения итогов залпового отбора. 

tjec_4-3_Omsk.jpg
Омская ТЭЦ-4

Таким образом, существенный объем заказов на разнообразное оборудование является крайне позитивным фактором для отечественных машиностроителей, в том числе и для предприятий АЭМ. Изготовители оборудования получают загрузку мощностей и возможность расширения линейки своей продукции под гарантированный спрос. Но естественно, что для победы на конкурсах недостаточно только иметь российскую юрисдикцию. Главное условие – быть быстрее и лучше конкурентов, как российских, так и зарубежных. А в совокупности это будет выгодно всем потребителям и пойдет на пользу российской экономике.

Untitled-2.jpg

я знаю на эту тему больше

© 2014 ОАО «Атомэнергомаш». Атомное и энергетическое машиностроение.
115184, г. Москва, Озерковская наб. д. 28, стр.3
Свои вопросы и предложения присылайте по адресу info@vestnik-aem.ru    "МедиаЛайн"