Geum.ru

Ежедневный мониторинг сми ОАО «рао энергетические системы Востока» 22 марта 2010 года

Вид материалаДокументы

Содержание


Убрать скелеты из шкафа
Вернуться в дайджест
А вы прошли техосмотр?
О непопулярности техаудита
О последствиях повального износа
Подобный материал:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13
Строить меньше, но лучше

Как уже писал «Эксперт», практически сразу же после начала реализации генсхемы стала очевидна ошибочность ее основного параметра, а именно прогноза темпов роста потребления. В базовом сценарии он ожидался на уровне 4,5% в год. В реальности же рост оказался вдвое меньше, а тут еще грянул кризис, полтора года запланированного роста нами, по сути, потеряны. В нынешнем году ожидаемое потребление электричества по сравнению со стартовым для генсхемы 2006 годом возрастет всего-то процента на полтора — в 14 раз (!) меньше прироста, зафиксированного в базовом сценарии (+20%). Несмотря на скромные вводы, мощности энергосистемы за тот же период вырастут на 4%.

Новейшие локальные изменения спроса, обозначившиеся в ходе кризиса, тоже выбиваются из прокрустова ложа генсхемы. По итогам кризиса компании склонны положительно оценивать перспективы регионов с преобладанием «концентрированного» (территориально) спроса со стороны населения — на Юге России, в окрестностях двух столиц, где потребление потихоньку движется вверх. А вот к строительству в промышленных районах — на Урале, в Поволжье, где спрос в ходе кризиса провалился на 10–20%, отношение теперь скептическое. В этом смысле показателен пример «Газпрома», причисленного к отличникам инвестстроительства. В принадлежащих монополии ТГК-1 и ОГК-6 большая часть вводов задерживается или находится в подвешенном состоянии, а в ОГК-2, по нашим данным, вообще нет ни одного проекта, реализуемого в срок. При этом компания открыто заявила, что переносит свою инвестиционную активность туда, где у нее вообще нет прописанных регулятором обязательств. «В 2007–2008 годах были введены в эксплуатацию новые парогазовые энергоблоки суммарной мощностью 1325 мегаватт, — сказали нам в контролируемом монополией “Мосэнерго”. — Установленная мощность возросла на 10 процентов, причем проекты были реализованы, несмотря на отсутствие договоров предоставления мощности».

«Несоответствие прогнозных показателей генсхемы реальности уже стало очевидно регуляторам рынка во главе с Минэнерго, — отмечает аналитик ИК “Метрополь” Сергей Бейден. — Они давно обсуждают с энергетиками возможность переноса отдельных проектов». И, как свидетельствует проведенный нами блиц-опрос, в большинстве случаев стороны приходят к взаимопониманию. «Мы достигли принципиального соглашения по одному из наших проектов, а именно по строительству блока № 5 на Тюменской ТЭЦ-2, — сообщили нам в компании “Фортум”. — В ноябре 2009 года протокол о согласовании переноса сроков строительства блоков на 2014 год (сдвиг на два года) был подписан с представителями правительства Тюменской области, “Тюменьэнерго”, филиала ФСК ЕЭС и филиала Системного оператора ЕЭС». «На основе данных о сложившейся ситуации и новых прогнозов потребления электричества мы договорились с Минэнерго о корректировке сроков проектов ОГК-1 в Перми и Нижневартовске», — сообщил нам Алексей Каплун.

В ближайшее время «пересогласования» обретут легитимность. «Минэнерго планирует заключить новые инвестсоглашения до конца июня 2010 года, — говорит аналитик ИК “Финам” Денис Круглов. — Ведь существующие договоры у многих компаний не всегда правильно оформлены юридически, а у некоторых их нет вообще». Под руководством Минэнерго в настоящее время ведется работа над корректировкой генеральной схемы, завершить ее планируется во второй половине года. Уже известно, что схему ждет радикальный секвестр и перенос сроков

В общем, получается, что противоречия между регуляторами и генкомпаниями не столь уж и велики. Поэтому эмоционально-напряженные выступления Путина носят предупредительный характер, ни о какой возможности реприватизации энергоактивов речи не идет, уверены Денис Круглов и Сергей Бейден. Явное раздражение чиновников, похоже, вызывают те проекты, которые оказываются в подвешенном состоянии. У ТГК-4 Михаила Прохорова таковых сразу три (строительство энергоагрегатов на Калужской, Ливенской и Дягилевской ТЭЦ); за пределами нормы оказалась большая (но не вся!) часть инвестпрограммы компании.

Несомненно, в отдельных случаях, особенно когда речь идет о нецелевом расходовании денег от допэмиссии, энергетики заслуживают основательных пинков. Однако большой ошибкой было бы экстраполировать претензии на всю отрасль и воспользоваться сомнительной логикой: мол, скупили буржуи наши станции задешево, пусть теперь и повозят саночки — понастроят нам новых станций: их расходы — их проблемы, а нам запас прочности не помешает. В электроэнергетике она не работает. Это только вначале инвестиционное бремя ляжет на плечи акционеров энергокомпаний, а потом возврат сомнительных инвестиций и расходы на содержание ненужных мощностей почти полностью лягут на плечи потребителей.

Механизмы уже обозначены. С 2011 года начнет работать долгосрочный рынок мощности, который предполагает инвестиционную надбавку к соответствующим тарифам для новых электростанций (по такой схеме прогнозируется возврат 85% стандартной дисконтированной стоимости энергоблоков). Из-за суточных и сезонных колебаний спроса в энергосистеме объективно должен иметься избыток мощностей, содержание которого также включается в отпускной тариф на электроэнергию. Просчеты и излишки стоят дорого: 1% избыточных мощностей или перепрогнозированного спроса эквивалентен 5 млрд долларов необоснованных затрат.

Убрать скелеты из шкафа

Похоже, главные проблемы энергетики и нового энергостроительства сейчас лежат вовсе не в количественной плоскости. Дело в том, что новые мощности строятся в условиях, когда действующие используются недостаточно. Сейчас их среднегодовая загрузка (КИУМ) составляет порядка 52%, а это едва ли не самый низкий показатель и за всю историю энергосистемы, и в сравнении с развитыми странами. При пиковом потреблении в 152 ГВт установленные мощности составляют 220 ГВт, а среднегодовая загрузка районных ГРЭС в наиболее энергодефицитных столичном и Северо-Западном регионах — лишь 40%!

Только отчасти это объясняется спецификой центрального отопления и обеспечивающих его ТЭЦ (они работают в зимний период, а летом «передают» функцию электрообеспечения ГРЭС). По данным бывшего председателя совета директоров РАО ЕЭС Виктора Кудрявого, технологические ограничения мощности отечественной энергосистемы сейчас составляют около 28 ГВт. Эта цифра вдвое больше показателей 1990 года и является пиковой за всю историю энергосистемы; она превосходит объемы мощностей, введенных за последние пять лет, и эквивалентна 20 млрд долларов инвестиций в новое строительство.

Около 3% мощностей относится к категории «запертых», то есть они не могут быть использованы из-за отсутствия или недостатка мощности сетевой инфраструктуры. Нередко оказываются ограничены локальные и межрегиональные перетоки электричества, в частности из Сибири в Европейскую Россию.

Потеря электричества в сетях составляет порядка 14%, что существенно больше показателей советских лет (8%).

Наконец, важная проблема — большой вес морально устаревшего, неэффективного и физически изношенного оборудования, в первую очередь в тепловой энергетике. Средний по отрасли износ мощностей сейчас приближается к 60%, что в полтора раза выше, чем во времена последних советских пятилеток (40%), и соответствует показателям энергосистемы, сложившимся после Великой Отечественной войны. Износ основного энергооборудования еще больше: на тепловых станциях 83,85%, на ГЭС — 97,42%. Неудивительно, что за последние двадцать лет аварийность отечественной энергосистемы и средний расход топлива на электростанциях в противоположность международным тенденциям возрастали. Последний показатель сейчас составляет 335 граммов условного топлива на 1 кВт·ч, что в полтора раза выше расходов самых современных парогазовых установок.

По идее именно новое строительство должно вытолкнуть с рынка «старье». Но ни действующая модель энергорынка, ни генсхема не стимулируют компании снимать с баланса старые энергоблоки. Ведь предприятия в этом случае лишатся платы за мощность, а механизма зачета реконструкции в счет инвестпрограммы пока нет. По оценкам ИК «Метрополь», в течение 2006–2010 годов должно быть списано порядка 3,5 ГВт вместо запланированных генсхемой 4,8 ГВт. Еще радикальнее различия данных на перспективу: если генсхема предполагает, что до 2020 года будет выведено из эксплуатации 51,9 ГВт мощностей, то предложения генкомпаний радикально меньше — 14,5 ГВт.

«В генсхеме следует делать акцент вовсе не на новое строительство, а на замену старых энергетических установок современными парогазовыми, — убежден глава Института проблем естественных монополий Булат Нигматулин. — Таким образом, стандартными блоками по 200–300 мегаватт нужно заменить не менее 60 гигаватт старых мощностей. Такой подход обеспечит выигрыш во всех отношениях: инвестиции оказываются меньше, сокращаются удельный расход топлива и себестоимость электричества». Действующая версия генсхемы практически никак не учитывает экономическую эффективность вложений в разные типы генерации, их распределение пока далеко от оптимального. «По нашим расчетам, чтобы новые блоки АЭС могли конкурировать с реконструированной тепловой генерацией, их стоимость не должна превышать 2,5 тысячи долларов на киловатт установленной мощности, а сроки строительства должны составлять не более пяти лет, — отмечает бывший замминистра атомной промышленности Нигматулин. — Сейчас же на строящихся за государственные деньги энергоблоках эти показатели — более четырех тысяч долларов, а сроки строительства — семь лет». Неменьшее сомнение вызывала экономическая и экологическая обоснованность строительства работающих на угле энергоблоков в Европейской России, о чем несколько лет назад писал «Эксперт».

Общение с участниками рынка во многом подтверждает описанную нами и критиками генсхемы расстановку акцентов. «В ТГК-11, как мы подсчитали, более эффективной является модернизация устаревших блоков Омских ТЭЦ вместо запланированного строительства трех новых энергоблоков, — рассказывает нам Алексей Каплун. — В результате мы получим практически тот же прирост мощности, но вместо 23 миллиардов рублей потратим 8,8 миллиарда, а сокращение удельного расхода топлива может составить до 10 процентов. С регуляторами мы постоянно общаемся, они с пониманием относятся к нашей позиции. Рассчитываем, что реконструкцию нам зачтут в счет обязательств ТГК-11 по предоставлению мощности».

Как сообщили нам в компании «Синтез», в рамках реализации инвестобязательств подконтрольной ТГК-2 на отдельных объектах планируется вводить парогазовые установки с реконструкцией существующих паровых вместо запланированной генсхемой комбинации новых газовых турбин. В результате КПД энергоустановок вырастет с 38 до 51%. Произойдет снижение расхода топлива: плановый уровень равен 230–260 граммам условного топлива на 1 кВт·ч электроэнергии при ранее запланированных 260–295 граммах и среднем по стране показателе 370 граммов. «Генсхема предполагала перевод Архангельской ТЭЦ с мазута на уголь, — продолжают представители компании. — Но в экспертной оценке, утвержденной Системным оператором ЕЭС РФ и Минэнерго, была показана техническая нереализуемость и экономическая необоснованность проекта. Вместо него мы разработали согласованную с администрацией и “Газпромом” программу газификации новых блоков».

Разработка четких механизмов, которые перенесут акцент с экстенсивного роста на качественную модернизацию, остается прерогативой Минэнерго. Появятся ли такие механизмы в скорректированной версии генсхемы, пока не ясно — на наши вопросы в министерстве так и не ответили.

Вернуться в дайджест


Полный текст

Журнал «Эксперт»

22.03.2010, № 11(697)

Сузить зону риска

Монахова Елена, Генеральный директор компании «Тейдер»

Сергей Солунин, Главный эксперт компании «АйТи Энерджи Аналитика»


Значительная часть основного энергетического оборудования ТЭС и ГЭС имеет физический износ более 100% и требует проведения технической экспертизы, продления срока службы либо демонтажа. Поэтому предполагаемый ввод мощностей по скорректированным инвестпрограммам должен предполагать и замену оборудования

Несколько месяцев назад мы опубликовали в «Эксперте» результаты нашего исследования технического состояния основного энергетического оборудования тепловой и гидрогенерации. Средний удельный износ основного оборудования тепловых станций составляет 84%, а ГЭС — 97%.

Исследование было выполнено на основе анализа данных годовых отчетов генерирующих компаний и вызвало немало откликов энергокомпаний, отраслевых институтов, областных администраций. Общий смысл высказанных претензий и пожеланий сводится к следующему тезису: «На самом деле все не так плохо, поскольку энергокомпании много и часто занимаются ремонтом основного энергетического оборудования».

Вопрос об устаревшем и изношенном оборудовании российских ТЭС и ГЭС связан с инвестиционной программой для российской электроэнергетики, которая была одобрена правительством. Под нее инвесторам были проданы генерирующие мощности. И на основе этой программы новые собственники получили инвестиционные обязательства в виде строительства 107 блоков общей мощностью около 25 ГВт, отраженные в конкретных договорах поставки мощности. Но возможно ли одновременно провести замену полностью изношенного оборудования и новое строительство, хватит ли для этого у собственников (инвесторов) денег, а у отечественных производителей энергооборудования — возможностей произвести требуемое количество новых энергоагрегатов?

А вы прошли техосмотр?

Приведем пример тех аргументов, которые нам предъявляют энергетики в доказательство того, что изношенное оборудование ТЭС может быть вполне работоспособным. Вот слова заместителя генерального директора ОАО ВТИ, доктора технических наук Владимира Резинских из его письма в адрес «Эксперта»: «На самом деле ресурс (срок службы) оборудования можно продлевать до бесконечности, но при условии, что оборудование своевременно и качественно проходит техническое диагностирование и его элементы, исчерпавшие физический (предельный) ресурс, своевременно ремонтируются или заменяются. Не сами технические устройства имеют предельный ресурс, а их высоконагруженные элементы и детали».

Ключевая фраза в этой цитате — оборудование должно «своевременно и качественно проходить техническое диагностирование». Иными словами, некий технический аудит. Здесь уместна, на наш взгляд, аналогия с автомобилями.

В соответствии с Правилами дорожного движения все транспортные средства обязаны регулярно проходить техосмотр в ГАИ. Если состояние автомобиля не соответствует нормативным техническим требованиям, то талона об успешном прохождении этой процедуры автовладелец не получает и лишается права участвовать в дорожном движении (в связи с явной угрозой для остальных участников). Отремонтируй — приходи еще раз. Нарушение этого правила влечет за собой штрафы и прочие неприятности.

Даже если автомобиль в исправном состоянии, но у его владельца никак не хватает времени получить талон техосмотра, то безнаказанно путешествовать по дорогам такое транспортное средство сможет лишь до первой остановки представителем ГАИ.

С энергооборудованием примерно такая же ситуация. Отсутствие отметок о продлении его паркового ресурса на большинстве станций РФ сильно напоминает езду без талона техосмотра.

Для независимого информационно-аналитического агентства основная задача при анализе данных — заставить «говорить» цифры, в том числе данные об износе оборудования. Выявленные закономерности позволяют делать обоснованные предположения о будущем развитии отрасли и отдельных энергокомпаний, определять опасные зоны и давать предупреждающий сигнал об этом. Мы не занимаемся диагностикой агрегатов, не взаимодействуем с техническими специалистами на электростанциях. Это роль отраслевых институтов. Отраслевой бенчмаркинг особенно важен в период, когда информационная целостность отрасли утеряна и данных по энергообъектам катастрофически не хватает.

Вот еще одна цитата из письма Владимира Резинских, на этот раз прямо подтверждающая нашу мысль: «Действительно, над энергетикой России сегодня нависла угроза массовых повреждений и аварий. Но связано это не с низким уровнем технического состояния оборудования, а с отсутствием достоверной информации о нем и с разрушением системы обеспечения безопасности, существовавшей при СССР… В Советском Союзе все заключения о продлении ресурса оборудования ТЭС готовились или проходили экспертизу двух отраслевых институтов: ВТИ или ОРГРЭС. В 90−х годах прошлого века список был расширен до восьми организаций. С реорганизацией РАО “ЕЭС России” с 2008 года этой деятельностью стали заниматься все организации, имеющие лицензию на экспертизу промышленной безопасности. Сегодня в России таких организаций насчитывается около двух тысяч…»

Иными словами, «функции ГАИ» в электроэнергетике сегодня исполняет целый сонм организаций. Хорошо ли, что промышленной безопасностью может заниматься множество организаций, или плохо — пусть судят специалисты в этой области. Отраслевые данные однозначно свидетельствуют, что деятельность этих компаний не покрывает имеющуюся потребность в диагностическом тестировании, результатом которого становится продление паркового (или индивидуального) ресурса энергооборудования или срока службы

О непопулярности техаудита

Почему генерирующие компании весьма вяло занимаются продлением срока службы своего энергооборудования? Вот некоторые гипотезы.

Если оборудование выработало свой ресурс, то есть риски, что при диагностическом тестировании могут быть получены либо запрет на эксплуатацию агрегата, либо разрешение на его эксплуатацию, но при условии выполнения значительного объема работ (с заменой узлов и поставкой редких комплектующих), быстро окупить которые будет трудно.

В первом случае, когда в результате техаудита налагается запрет на эксплуатацию оборудования, компаниям грозит потеря части доходов. Нынешнее ценообразование в электроэнергетике предполагает плату в том числе за установленную мощность. Эти платежи весьма значительны и достигают 20–30% в общих доходах компаний, а в гидрогенерации и вовсе доходят до 80% При выводе мощностей из эксплуатации появится угроза снижения тарифов.

Наши исследования также показывают, что значительная часть наиболее изношенных турбин в тепловой генерации — морально устаревшие турбины с противодавлением. Режим их работы зависит от потребителей пара, то есть от промышленных предприятий. При отсутствии таких потребителей, сокращении или прекращении их деятельности турбины с противодавлением работать не могут. Но оплата за мощность будет продолжаться.

Во втором случае оборудование может потребовать не простого ремонта, когда характеристики оборудования не меняются, а серьезной модернизации и реконструкции, когда меняются его паспортные характеристики. Для компании это будет означать серьезные капиталовложения с длительными сроками окупаемости. Ведь ремонт входит в издержки и быстро окупается через тариф. А в случае модернизации затраты придется проводить по бухгалтерской статье «модернизация и реконструкция», с изменением стоимости основных фондов. Окупаться такие вложения будут через амортизацию и весьма медленно. Поэтому собственникам выгоднее понемногу латать возникающие дыры, поддерживая работоспособность оборудования, нежели проводить его техническую экспертизу.

Интересно, что наличие у владельца парка оборудования с выработанным ресурсом открывает возможности для манипулирования ценами и объемами производства электроэнергии и тепла. Во-первых, это позволяет подгонять ремонтную программу под конъюнктуру рынка и обосновывать любые сроки вывода оборудования из эксплуатации, что может привести к росту рыночных цен на электроэнергию в том или ином регионе. А во-вторых, дает основание для перевода работы ТЭС в режим котельной, когда, производя только тепло, она перестает поставлять электроэнергию. (Напомним, что на целом ряде российских станций производство электроэнергии убыточно — в отличие от производства тепла.) При таких действиях генкомпаний помимо роста цен на электроэнергию на конкретной территории (ввиду появляющегося дефицита) может возникать еще и снижение резерва мощности.

О последствиях повального износа

В описанной выше ситуации, когда полностью изношенное оборудование реально не используется, но остается на балансе энергокомпаний, есть одно серьезное негативное последствие. Это снижение резерва мощностей в федеральных округах соответствующий рост рисков потребителей (в первую очередь промышленных предприятий) в виде прямых финансовых потерь в случае отключения энергоснабжения и косвенных экономических потерь из-за роста цен на электроэнергию в условиях свободного рынка при выводе мощностей из эксплуатации.

Резерв мощности позволяет Системному оператору ЕЭС обеспечивать бесперебойное и качественное, то есть без снижения частоты, снабжение потребителей электроэнергией в случае резкого повышения спроса или аварий. Конечно, преимущества созданной единой энергосистемы России позволяют проводить маневры резервами между объединенными энергосистемами и между округами, но из требований надежности (повышения нагрузки на не менее изношенные сети) и экономичности важна самообеспеченность федеральных округов. Иными словами, достаточный резерв мощности — это гарантия надежной работы системы в целом. В то же время проблема надежности работы энергосистем в последнее время приобретает особое значение в связи с крупными техногенными авариями последних лет, показавшими необходимость серьезного резервирования мощностей. Поэтому остающееся на балансе электростанций неработающее энергооборудование влияет на безопасность энергообъектов и создает серьезные риски отключения потребителей от энергоснабжения.

Таким образом демонтаж, замена или реконструкция энергооборудования с показателями износа более 100% — дело крайне важное, не менее значимое, чем, скажем, строительство новых мощностей, предусмотренных инвестпрограммами. Международная аудиторская компания KPMG недавно посчитала бюджет, необходимый на замену изношенного оборудования российской электроэнергетики. Сумма получилась умопомрачительная — 550 млрд долларов. Такую задачу можно решать только по частям, в рамках внятной технической политики в электроэнергетике, аргументированно выделяя приоритеты для корректировки инвестпрограмм.