В России четверть новых теплоэлектростанций (ТЭС), построенных в рамках обновления энергосистемы после реформирования РАО ЕЭС, фактически простаивает, следует из данных ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (СПЭ). Об этом пишут «Известия».
Генерирующие компании объясняют простой комплексом причин — техническими неполадками, недостаточной доходностью угольных ТЭС и необходимостью «резерва» мощности на случай пиковых нагрузок. Для части невостребованных электростанций изначально было выбрано неудачное расположение, уверены эксперты. Другие — не хотят продавать дешевую электроэнергию, поскольку их финансовая модель предполагает оплату «за мощность», даже если они вообще не будут включаться.
Порядка 7 гигаватт, или около 26 процентов, новых мощностей теплоэлектростанций, созданных в рамках договоров на поставку мощности (ДПМ), в 2019 году были загружены менее чем вполовину, следует из данных СПЭ, с которыми ознакомились «Известия». ДПМ начали применяться в начале 2000-х годов для привлечения частных денег в обновление и строительство новых теплоэлектростанций (ТЭС). Инвесторам предоставили особые условия для возврата вложенных средств — гарантированные ежегодные платежи вне зависимости от загрузки энергоблоков (даже если они вообще не используются).
В результате при расчете тарифа для оптовых покупателей электроэнергии учитываются и эти по факту простаивающие мощности электростанций. По оценкам ассоциации, их содержание обходится оптовому рынку в 30–40 миллиардов рублей ежегодно. Всего за прошлый год платежи по ДПМ составили 272,25 миллиарда рублей (+5,7 миллиарда рублей к 2018 году).
Для определения уровня загрузки станции применяется коэффициент использования установленной мощности (КИУМ). В составленном СПЭ потребителей энергии «антирейтинге» эффективности работы оказались объекты ОГК-2, «Кузбассэнерго» (структура Сибирской генерирующей компании), «Квадры» и ряда других энергокомпаний. Так, у ГРЭС-24 КИУМ составил в прошлом году 0,2 процента, Новочеркасской ГРЭС — 0,5 процента, Рязанской ГРЭС — 8,5 процента, Троицкой ГРЭС — 12,5 процента. Блоки Новокузнецкой ГТЭС имеют КИУМ 0,2 и 0,3 процента соответственно; у Калужской ТЭЦ — 6,5 процента, Елецкой ТЭЦ — 9,5 процента.
Нормативная загрузка для объектов угольной генерации в зависимости от мощности блоков и расположения в европейской части или в Сибири — 70–80 процентов, для газовой достигает 80 процентов, утверждают в ассоциации.
В обзоре СПЭ указывается, что 10,2 гигаватта, или 37,5 процента от общего объема новых мощностей, в прошлом году были загружены в диапазоне от 51 до 75 процентов. А загрузка еще 10,1 гигаватта (37 процентов) превышала 75 процентов.
В ОГК-2 поясняют низкую загрузку отдельных станций ошибками, допущенными при реализации программы ДПМ при планировании. Кроме того, построенные в рамках программы угольные ТЭС в отдельных регионах проигрывают конкуренцию газовым. В компании отметили, что правилами оптового рынка электроэнергии установлены конкурентные принципы ценообразования — выбор включенных станций для генерации электроэнергии проводится ежесуточно.
«В результате доступ к рынку на сутки вперед (РСВ, основной рынок торговли электроэнергией) получают только генераторы с самыми низкими топливными затратами», — рассказали «Известиям» в пресс-службе ОГК-2. Там добавили, что прибыльность угольной генерации компании в европейской части России вызывает сомнения. Так, с 2016 года топливные затраты на единицу выработки угольных объектов ДПМ ОГК-2 из-за подорожания угля увеличились на 28 процентов, а цены на РСВ только на 5 процента. Причинами простоя также бывают отказы оборудования — так, на ГРЭС-24 несколько раз пришлось проводить внеплановый капремонт турбины ГТД-110. В Сибирской генерирующей компании (СГК) сообщили «Известиям», что Новокузнецкая ГТЭС изначально была построена для покрытия пиковых энергонагрузок, поэтому в 2019 году ее блоки запускали всего 37 раз.
В «Квадре» на запрос «Известий» не ответили, часть других компаний переадресовали вопросы в «Совет производителей энергии» (объединяет энергогенерирующие компании). В совете пояснили, что изначально программа ДПМ преследовала несколько целей, в том числе — покрытие суточных пиков энергопотребления (рост потребности в электроэнергии в течение дня), деверсификацию видов топлива и создание новых мощностей с заделом на будущее.
«Энергосистема имеет значительные суточные и годовые колебания потребления электричества, поэтому для надежного и бесперебойного обеспечения потребителей должны быть и базовые мощности, и пиковые, и полупиковые», — отметил представитель ассоциации.
Согласно данным отраслевого регулятора НП «Совет рынка», средний КИУМ по объектам ДПМ составляет 62,1 процента, что выше среднего в целом по тепловой генерации — 42 процентов. Среди объектов ДПМ есть электростанции с низким КИУМ, но в каждом случае надо учитывать обстоятельства и сопутствующие факторы, отметили в «Совете рынка». Например, Новокузнецкая ГТЭС изначально создавалась как объект пиковой генерации с низким КИУМ.
Для сравнения средний КИУМ тепловых станций в Германии составляет 44 процентов, в Японии — 50 процента, в Китае — 44 процентов, в США — 34 процентов, в Финляндии — 32 процентов, добавили в «Совете производителей энергии».
«Глобальная причина низкой загрузки: ошибки при планировании размещения станций (и по локации, и по времени введения в строй), а также оптимистичные прогнозы роста энергопотребления в стране. Некоторые электростанции не появились там, где они были наиболее востребованы. Вторая причина в том, что условия ДПМ изначально были очень высокодоходными для компаний. Поэтому по факту, даже на пиковых ТЭС загрузка вместо планировавшихся 15 процентов составляет всего 1,5 процента, — рассказал «Известиям» глава Агентства энергетического анализа Алексей Преснов. Эксперт добавил, что новый механизм КОММОД (конкурентный отбор проектов модернизации), пришедший в теплоэнергетике на смену ДПМ, также имеет только отдельные рыночные признаки — в части проведения конкурсов по объектам модернизации (фиксированная ежегодная доходность сохраняется).
По словам директора Фонда энергетического развития Сергея Пикина, проблема также заключается в несвоевременном выводе из эксплуатации старых ТЭС из-за опасений создания энергодефицита в том или ином регионе. Отсюда избыток мощностей, что ведет к невысокой загрузке в том числе и новых станций, добавил эксперт. Алексей Преснов оценивает текущий избыток мощностей в 20–30 гигаватт в год.
Спрос на 27 гигаватт электричества, которые могут вырабатывать недозагруженные новые ТЭС, в стране точно есть, возражает заместитель директора ПСЭ Валерий Дзюбенко. «Есть и другая причина простоя мощностей. Помимо технологических проблем из-за некачественного оборудования, это подача заявок от новых ТЭС с завышенными ценами на электроэнергию (из-за этого они оказываются неконкурентоспособными и проигрывают на РСВ). Вместо этого генераторы эксплуатируют старые электростанции, которые они уже должны были вывести», — подчеркнул он в интервью «Известиям».
По мнению Валерия Дзюбенко, для эффективного функционирования новых мощностей и тем самым снижения оптовых цен на энергорынке необходимо перевести такие ТЭС на оплату мощности в зависимости от выполнения плановой загрузки, предусмотренной в ДПМ. Сейчас ДПМ-станции напоминают безработного с высоким пособием, который именно по этой причине не собирается трудоустраиваться. Необходимо внедрить принцип «кто не работает, тот не ест», добавил он.
