Парадокс когенерации

23.05.14 09:18

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.
 

В.Костин

 

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. 

 

Ю.Ерошин

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. 

 

А.Кулаков

 

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?

 

М. Лучко:

— 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.

В. Костин:

— 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.

Ю. Ерошин:

— 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.

А. Кулаков:

— 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.

Продолжение следует

 

Подготовила Екатерина Зубкова
На заставке: главный щит управления энергоблоками Няганской ГРЭС (фото ОАО «Фортум»)

Читайте также: