ruen

Парадокс когенерации

Всем известно о преимуществах совместной выработки тепла и электроэнергии, однако когенерация в нашей стране по-прежнему практически не развивается, а существующие ТЭЦ несут убытки. Представители крупных генерирующих компаний рассказали, почему так происходит.

1. Много ли на сегодня убыточных ТЭЦ? С чем это связано?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО «ТГК-1»:

— ОАО «ТГК-1» владеет 14 ТЭЦ в Санкт-Петербурге и Ленинградской области, Мурманске, Апатитах и Петрозаводске. При этом прибыль приносят только новые парогазовые блоки, остальные закончили год с убытком. Причин тому несколько.  Во-первых, сегодня мы наблюдаем заведомо убыточный тариф на тепловую энергию. Это своего рода тарифная дискриминация, которая ведет к убыточности ТЭЦ.  Во-вторых, выработка электрической энергии на электростанциях не эффективна. Возьмем для примера станции, на которых давление составляет 90 ата [абсолютная техническая атмосфера — Прим. ред.] и менее. Каждый киловатт-час энергии, произведенной на такой ТЭЦ, приводит к существенным убыткам в связи с высокими удельными расходами топлива. При этом оба этих фактора фактически не зависят от генерирующей компании — снизить выработку на убыточных ТЭЦ до минимально возможной нельзя по собственному желанию. Надежность энергетической системы в узлах работы ТЭЦ регулируется Системным оператором. Без разрешения системного оператора уменьшить выработку нельзя, поэтому генерирующим компаниям, в состав которых входят теплоэлектроцентрали (объекты когенерации), приходится работать себе в убыток.

Вячеслав Костин, главный инженер ОАО «Квадра»:

— На сегодняшний день сфера тепловой энергетики находится в достаточно сложном положении. Предприятия, работающие в комбинированном цикле производства тепловой и электрической энергии (когенерация), в действующих условиях чувствуют себя хуже всего. Предыдущая реформа энергетики предусматривала изменения в электроэнергетике и совершенно не учитывала вопросы, связанные с необходимыми преобразованиями в теплоснабжении. Изменения в электроэнергетике, рынок электроэнергии и мощности одинаково не учитывали и не учитывают особенности работы когенерации, что негативно влияет на производственные и финансово-экономические показатели тепловых генерирующих компаний (ТГК). Сегодня теплогенерирующий бизнес в России испытывает на себе риски высокого износа и неэффективного тарифообразования. Пласт накопившихся проблем существенно сдерживают модернизацию отрасли, которая в данной ситуации не является привлекательной для инвестиций. К сожалению, в настоящее время регулирование в тепле устроено таким образом, что оно не то что не стимулирует инвесторов к вкладыванию денег в отрасль, а наоборот, побуждает их к уходу с рынка. Так как для инвестора важны понятные правила игры и долгосрочные перспективы, чего нынешнее законодательство обеспечить не может. Кроме того, за последнее 10-летие из-за банкротства части потребителей и строительства крупными предприятиями-потребителями собственных теплоисточников произошло снижение тепловой нагрузки. В результате многие ТЭЦ работают с высокими удельными расходами. Кроме того, ТГК не участвуют в формировании цены на рынке электроэнергии, так как с 1 июля 2011 г. ТЭЦ работают в режиме «ценопринимания», за счет чего не могут компенсировать даже затраты на топливо. Естественно, что в сложившейся ситуации, практически все теплогенерирующие компании, работающие в комбинированном цикле, демонстрируют отрицательные показатели. 

Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО «Фортум»:

— По итогам 2012 г. большинство территориальных генерирующих компаний, эксплуатирующие ТЭЦ, убыточны по теплу. Это связано, прежде всего, с действующей моделью регулирования тарифов на тепловую энергию. Существующий метод «затраты +» позволяет регулирующим органам по своему усмотрению включать в тарифы на тепловую энергию прибыль на развитие, выплату дивидендов и расходы на прочие цели и таким образом сдерживать рост тарифов на теплоэнергию. Введение новых долгосрочных методов регулирования — метод доходности инвестированного капитала или метод индексации не решат возникших проблем с доходностью ТЭЦ. Во-первых, они идут «от достигнутого», то есть от заниженной тарифной базы, а, во-вторых, по-прежнему вопрос включения прибыли в тарифы остается на усмотрение регулятора. Кроме того, при существующих пробелах в законодательстве по энергоэффективности у ТЭЦ нет стимулов к повышению эффективности производства теплоэнергии, так как экономия будет «вырезаться» из тарифов будущих периодов. Выходом из данной ситуации может стать принятие новой модели рынка теплоэнергии, предложенной Минэнерго России. Данная модель предполагает отмену регулирования индивидуальных тарифов для потребителей, но с установлением государством предельной справедливой цены, которая рассчитывается по методу альтернативной котельной. Обязательным условием запуска новой модели должно стать единство данного метода для всех регионов страны и отказ от возможности сохранить существующие методы.

Александр Кулаков, генеральный директор ОАО «ТГК-14»:

— В современной России деятельность большого количества теплоэлектроцентралей убыточна. Структура отрасли такова, что электростанции, работающие в теплофикационном режиме, входят преимущественно в территориальные генерирующие компании, именно эти предприятия в полной мере ощущают на себе все негативные рыночные тенденции, о которых пойдет речь ниже. Парадоксально, но факт — электростанции, работающие в теплофикационном режиме, то есть наиболее полно использующие теплоту сгорания топлива, в современных условиях оптового рынка неконкурентоспособны и несут убытки. Причин тому, что ТЭЦ оказались неконкурентоспособны на рынке электроэнергии, достаточно много, остановлюсь на наиболее значимых. Во-первых, это высокая степень износа основного оборудования, показатели работы которого далеки от нормативных. Другая, характерная для всей отрасли проблема связана с неплатежами за тепловую энергию. Систематический характер неплатежей отдельных категорий потребителей либо делает невозможным своевременное проведение необходимых ремонтных мероприятий, а значит, ставит под угрозу надежность работы, либо приводит к удорожанию ремонтов вследствие увеличения расходов на обслуживание кредитов. В обоих случаях поставщики тепла несут дополнительные финансовые потери. Казалось бы, такое рядовое для недобросовестных потребителей событие, как несоблюдение срока оплаты услуг теплоснабжения, влечет целую цепочку негативных последствий, среди которых риск аварийных остановов, штрафы за невыполнение графиков нагрузки, дополнительные затраты на эксплуатацию и ремонт. Третья проблема, на которую хотелось бы обратить внимание, связанна с тем, что сегодня, выполняя команды системного оператора, ТЭЦ зачастую вынуждена работать в неэкономичном режиме, поддерживая так называемый «горячий резерв». Получается, что ценой собственных убытков ТЭЦ обеспечивают надежность работы энергосистемы. Однако это справедливо только в краткосрочном периоде, ведь у убыточного предприятия нет источника развития, а значит — нет будущего.  И наконец, нельзя не упомянуть о проблеме тарифного регулирования. Темп роста тарифов на тепловую энергию не должен превышать предельных индексов, установленных государством. В то же время цены на уголь не подлежат государственному регулированию и ограничены лишь экономическими интересами поставщиков топлива. Цена на рынке электроэнергии формируется на основании ценовых заявок всех электростанций, в том числе генераторов с наименьшей себестоимостью — гидроэлектростанций. По результатам формирования равновесной цены ТЭЦ вынуждена поставлять электрическую энергию по ценам, не покрывающим даже затраты на топливо. Выходит, каждый последующий киловатт-час электроэнергии увеличивает абсолютную величину убытка ТЭЦ. В дополнение к перечисленным факторам нужно отметить и финансовые трудности в реализации мероприятий, направленных на улучшение экологической обстановки в регионах. Оплата экологических платежей часто не находит своего применения в реализации мероприятий по защите окружающей среды, при этом контролирующие органы стремятся заставить реализовывать высокоэффективные мероприятия с привлечением финансовых средств и без того убыточной компании. И уж совсем непонятным является тот факт, что на ТЭЦ с оборотным водоснабжением налог на воду взимается в полном объеме поднятой воды без учета того, что та же вода сбрасывается обратно в водоем за исключением незначительного объема ее потребления на собственные нужды ТЭЦ, примером этого служит Читинская ТЭЦ-1.

2.Какие еще факторы препятствуют развитию когенерации в нашей стране?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО «ТГК-1»:

— Решающий фактор — отсутствие увеличения спроса на электрическую энергию. Сегодня попросту отсутствует необходимость строительства новых ТЭЦ. Оно становится актуальным исключительно в случае замещения существующих котельных или старых ТЭЦ новыми. Тогда строительство можно считать экономически оправданным. Однако в данном случае также необходим новый законодательно утвержденный механизм возврата инвестиций в строительство когенерации, аналогичный механизму ДПМ.

Вячеслав Костин, главный инженер ОАО «Квадра»:

— Еще один фактор, препятствующий развитию когенерации, — проблема неплатежей, усугубляющая и без того тяжелое положение отрасли. Общая дебиторская задолженность потребителей перед энергокомпаниями по стране составляет порядка 180 млрд рублей. Прежде всего, эта проблема связана не с долгами населения, а с долгами предприятий-посредников, управляющих компаний и муниципальных коммунальных предприятий, которые перепродают поставляемое генерацией тепло, получают от населения деньги и не расплачиваются с ресурсоснабжающими компаниями.

Однако, в компании «Квадра» это проблема решается достаточно успешно, благодаря переходу на прямые расчеты с населением. Это вынужденная мера, чтобы остановить рост долгов. И, как показывает практика, там, где компания перешла на прямые расчеты, а это 80% регионов присутствия ОАО «Квадра», собираемость платежей составляет 97—98%. При посредниках платежи составляли всего 70% и меньше от потребленного объема. Кроме того, если проблема с долгами не будет решена, то все преимущества от предстоящей реформы теплоснабжения получат не ТГК, а недобросовестные посредники, занимающиеся сбором платежей за тепло у населения.

Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО «Фортум»:

— Важный сдерживающий фактор развития когенерации в России — искусственное ограничение оплаты фактически поставленной мощности ТЭЦ не выше установленной. В летние, а часто и в зимние месяцы, когда объем теплопотребления не достигает максимума, ТЭЦ поставляют на оптовый рынок объем мощности, который на 10-15% превышает установленную. Однако Правила оптового рынка не позволяют ТЭЦ получать оплату всей поставленной мощности. Такая дискриминация дестимулирует развитие когенерации в России.

Александр Кулаков, генеральный директор ОАО «ТГК-14»:

— Очевидное препятствие на пути развития когенерации — сложившаяся модель теплового рынка и рынка электроэнергии. В результате действующей модели ценообразования часть ТЭЦ реализуют электроэнергию в убыток, а ГРЭСы и ГЭСы получают сверхприбыль, очевидно, что в таких условиях инвестиции в развитие когенерации по меньшей мере рискованны.

В ряде регионов данная проблема решается вводом новых мощностей на базе парогазовых установок, конкурентоспособных на рынке электроэнергии. Однако существенным, а для Забайкальского края и Республики Бурятия — критическим, ограничением являются требования к качеству топлива ПГУ. Современные парогазовые установки предназначены для работы только на природном газе, что ограничивает их применение в негазифицированных регионах.

Источник: Energyland.info

3. Как, на ваш взгляд, лучше развивать когенерацию: строить новые объекты или переводить существующие электростанции в теплофикационный режим?

Мария Лучко, руководитель центра проектов повышения эффективности ОАО "ТГК-1":

- Все существующие ТЭЦ работают в теплофикационном режиме, а перевести существующие ГРЭС в режим когенерации невозможно. Дело в том, что они не имеют потенциальных потребителей тепловой энергии. Те ГРЭС, которые расположены в непосредственной близости к населенным пунктам, имеют в своем составе ТЭЦ, которая и работает в комбинированном режиме.

Вячеслав Костин, главный инженер ОАО "Квадра":

 

Кроме того, целесообразность развития теплофикации и центрального теплоснабжения была обоснована и климатическими условиями. Безусловно, свои плюсы есть и в развитии локальных теплоисточников. Они могут стать основой для быстрого развития вновь осваиваемых районов, открывающихся новых производств, благодаря блочно-модульным техническим решениям, легкости монтажа и многим другим факторам.

Решение о развитии когенерации, либо локальных теплоисточников в каждом конкретном случае должно быть экономически обусловлено и зависеть от экономических, географических и социальных условий конкретного региона, где этот объект будет работать.

Новый энергоблок ПГУ-450 МВт Правобережной ТЭЦ ОАО "ТГК-1" (фото ОАО "ТГК-1")

Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО "Фортум":

- Здесь нет однозначного ответа, поскольку выбор технического решения зависит от большого набора внешних факторов, таких как темпы роста теплопотребления, возможности по выдаче электрической мощности, наличие резервов по топливоснабжению, расположение площадки ТЭЦ и многих других.

С большой долей вероятности можно сказать, что если в радиусе эффективного теплоснабжения конденсационной электростанции наблюдается устойчивый рост теплопотребления, то в данном случае выгодно проводить ее модернизацию и переводить в когенерационный режим.

Александр Кулаков, генеральный директор ОАО "ТГК-14":

- Универсального решения этой дилеммы не существует. Инвестиционные решения должны приниматься на основе комплексного анализа, в ходе которого необходимо учитывать не только краткосрочную выгоду, но и последствия этих решений в будущем. Сроки возврата инвестиций в энергетические объекты редко бывают меньше 7-10 лет. Строительство современных высокоэффективных объектов когенерации, безусловно, решает проблемы, связанные со значительным износом, и повышает надежность работы объектов. Вопрос лишь в том, насколько заинтересован инвестор в реализации столь масштабных проектов в условиях рынка, реформирование которого происходит практически непрерывно?

На мой взгляд, задача государства состоит в том, чтобы показать инвестору, что когенерация - это открытый рынок с четкими правилами игры, прогнозируемыми последствиями принимаемых решений и адекватной доходностью в долгосрочном периоде. Решение этой задачи придаст импульс инвестиционному развитию отрасли, в котором будут реализованы как решения по строительству новой генерации, так и мероприятия по глубокой реконструкции действующих объектов.

- Исторически в нашей стране развивалась когенерация как наиболее выгодный и экономически оправданный способ производства электроэнергии и тепла. Экономические плюсы когенерации по сравнению с раздельным производством тепла и электроэнергии очевидны. Важнейший из них - экономия топлива, а следовательно, и сокращение затрат на его приобретение, в итоге - удешевление стоимости тепла и электроэнергии.

4. Существуют ли сегодня меры государственной поддержки когенерации? Достаточно ли они? Какие изменения необходимы на законодательном уровне?

М. Лучко:

- Да, например, в Санкт-Петербурге в случае комплексного освоения территорий разрешается строительство локальных источников теплоснабжения, но только в случае отказа в теплоснабжении от существующих ТЭЦ.

Кроме того, при разработке и утверждении генеральных схем теплоснабжения рассматривается вопрос покрытия тепловых нагрузок. В рамках данного документа определяются наиболее эффективные источники покрытия тепловых нагрузок, рассчитывается стоимость мероприятий, необходимых для реализации предложенных технических решений, устанавливаются прогнозные тарифы на тепловую энергию.

Для эффективной совместной работы генерирующих компаний и государственных органов необходимо детально разрабатывать генеральную схему теплоснабжения населенных пунктов и городов с привлечением профильных органов государственной власти, а также учитывать решения, заложенные в генеральную схему теплоснабжения при тарифном регулировании.

В. Костин:

- Решение нынешних проблем в теплоснабжении руководство ОАО "Квадра" видит в необходимости создания адекватной законодательной среды, с понятными правилами игры для всех участников процесса теплоснабжения.

Сегодня активно обсуждается реформа в теплоснабжении, где одним из основных элементов системы взаимоотношений является единая теплоснабжающая организация (ЕТО), а также введение долгосрочного тарифообразования на тепло по методу "альтернативной котельной". Новая модель рынка позволит привлечь в теплоэнергетику частные инвестиции и проводить комплексную модернизацию отрасли.

Однако без решения проблемы неплатежей в отрасли есть опасность, что все плюсы от нововведений получат не ЕТО и население, а недобросовестные предприятия-посредники в лице управляющих компаний и муниципальных предприятий. Поэтому необходимо внести изменения в Жилищный кодекс и другие подзаконные акты, дав возможность ресурсоснабжающим организациям вести расчеты напрямую с населением в статусе ЕТО. Без перехода на прямые расчеты с конечным потребителем и решения проблемы неплатежей все попытки повышения инвестиционной привлекательности отрасли и формирования долгосрочных перспективных планов будут неэффективными.

Ю. Ерошин:

- К сожалению, мы сейчас не чувствуем какой-либо государственной поддержки. Более того, в проекте энергетической стратегии России запланировано сокращение доли выработки электроэнергии на ТЭЦ на 6% к 2035 г., что, по нашему мнению, совершенно недопустимо.

Когенерация - самый эффективный способ производства электрической и тепловой энергии, поэтому задача ее развития - один из ключевых факторов повышения энергоэффективности электроэнергетики и снижения энергоемкости ВВП в целом.

Основные способы поддержки уже были названы выше: это введение новой модели рынка тепла и снятие ограничений по оплате мощности.

Еще один фактор, который будет способствовать развитию эффективной тепловой генерации, - возврат к идеологии роста цен на газ до уровня равнодоходности с экспортными поставками и ускоренному росту цен на газ.

При темпах роста цен на газ по 10-15% в год уже к 2018-20 гг. будет возможно строить новые ТЭЦ без дополнительной поддержки со стороны государства.

А. Кулаков:

 

- Меры государственной поддержки, безусловно, существуют, ведь тепло- и электроснабжение - это неотъемлемые условия функционирования всех отраслей народного хозяйства и комфортного проживания граждан. Однако анализ ситуации, сложившейся в секторе когенерации тепла и электроэнергии, говорит о недостаточной эффективности данных мер.

Поэтому позволю себе сформулировать ряд предложений по совершенствованию действующего законодательства:

1. Принятие единой методики разнесения затрат топлива между тепловой и электрической энергией при совместном их производстве на ТЭЦ (методика должна быть разработана Министерством энергетики РФ в соответствии с ФЗ № 190 "О теплоснабжении"). В методике необходимо предусмотреть ограничения на распространение эффекта экономии топлива на тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ вне теплофикационного цикла.

2. Необходимо четко регламентировать процедуру определения регулировочного диапазона (разницы между включенным максимумом и минимумом электростанции) для Системного оператора с ограничением его величины для электростанций типа ТЭЦ, либо ввести дополнительную плату за сверхнормативный горячий резерв мощности. Данные действия необходимы для сглаживания диспетчерского графика (уменьшения его "пилообразности"), снижения износа оборудования и улучшения технико-экономических показателей ТЭЦ. В идеале все теплоэлектроцентрали, конечно же, должны работать по графику, определяемому режимом отпуска тепловой энергии.

3. Сегодня отрасли крайне необходим механизм обновления мощностей, у которых истекает парковый ресурс. Без подобного механизма мы рискуем утратить традиционное конкурентное преимущество энергосистемы России, заключающееся в высокой доле теплофикационной выработки электроэнергии.

4. На мой взгляд, в направлении повышения платежной дисциплины потребителей есть несколько действенных мер: установление прогрессивной ставки пени за просрочку платежей, наделение РСО правом ограничения отопления в ряде случаев, выселение должников из квартир, принадлежащих им на праве собственности, переход на авансовый метод оплаты, государственные гарантии выполнения обязательств по оплате коммунальных ресурсов управляющими компаниями, оказывающими услуги бюджетным организациям, в первую очередь это касается ОАО "РЭУ".

5. И наконец предложение, в котором меня поддержат, пожалуй, все участники регулируемых рынков: нам нужен прозрачный работоспособный механизм компенсации выпадающих доходов по регулируемым видам деятельности. Конечно же, речь идет об объективных убытках, снижение которых находится за рамками возможностей регулируемых организаций.