Около четверти генерирующих мощностей, построенных при помощи механизма ДПМ (договор о предоставлении мощности), оказались неиспользованными и малоэффективными, яркие примеры этого можно наблюдать, в частности, в УрФО. К таким выводам пришли эксперты после анализа реализации государственной программы.
Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) на некоторых станциях не превышает 15%, но, несмотря на это, энергетические компании все равно получают огромные суммы за мощность с рынка. В числе наименее эффективных проектов оказались станции ОГК-2 (часть «Газпром энергохолдинг»), а абсолютным лидером антирейтинга стала Троицкая ГРЭС в Челябинской области. Эксперты подчеркивают, что объект «Газпрома» функционирует в теплофикационном режиме, буквально сбрасывая тепло в воду, при этом затраты на содержание и возврат инвестиций ежегодно обходятся потребителям в миллиарды рублей.
Среди причин такого положения дел участники рынка перечисляют основные ошибки при выборе площадки для размещения энергоблоков и неудачные технические решения. В то же время представители отрасли отмечают, что «последним гвоздем в крышку гроба» таких проектов в 2022 году стал отказ иностранных производителей от выполнения сервисных контрактов на импортное оборудование, которое часто использовалось в программе ДПМ.
Каждый восьмой мегаватт мощности, построенной в рамках программы ДПМ, фактически простаивает, а 25% генерирующего оборудования используется не более чем наполовину. Такие данные приводят эксперты НП «Сообщество потребителей энергии» в своем аналитическом исследовании. Среди наиболее невостребованных активов авторы выделяют станции ПАО «ОГК-2», «Интер РАО» и СГК: ГТЭС Новокузнецкая, Джубгинская ТЭС, Новочеркасская ГРЭС, Рязанская ГРЭС, – а также Троицкую ГРЭС в Челябинской области.
Троицкая ГРЭС
Уточним, программа ДПМ была начата в 2010 году под девизом модернизации генерирующего оборудования за счет привлечения частных, в том числе иностранных инвестиций. Для создания «строительного бума» потенциальным инвесторам были предложены максимально лояльные условия – гарантированный возврат инвестиций через 15 лет за счет повышенных платежей потребителей. Тогда в Россию пришли такие иностранные игроки, как Fortum (Финляндия), Uniper (Германия) и Enel (Италия).
Мощности были построены, но как выяснилось в дальнейшем, прогноз экономического роста и энергопотребления совершенно не оправдался, и часть энергоблоков оказалась невостребованной. При этом, по данным «Совета потребителей энергии», на начало 2024 года генерирующие компании уже получили платежи по ДПМ на 2,3 трлн рублей, в то время как в отрасль было инвестировано 1,3 трлн рублей.
К примеру, многолетний рекордсмен по простою – угольный энергоблок ПСУ-660 на Троицкой ГРЭС – так и не включился в полноценную работу. КИУМ станции достиг пика в 39,5% в 2017 году, после чего начал стремительно падать, достигнув 2,3% по итогам 2023. В тоже время компания исправно получает платежи за мощность. Ежегодные поступления оцениваются в 7,5 млрд рублей.
В ОГК-2 такую тенденцию объясняют тем, что генерирующая мощность Троицкой ГРЭС стала менее востребованной в условиях растущего профицита мощности и усиления конкуренции. Это связано с тем, что по итогам 2023 года производство электроэнергии на крупнейших электростанциях Уральского региона выросло более чем на 20% по сравнению с предыдущим годом.
Впрочем, собеседник «Правды УрФО» в одной из генерирующих компаний отметил, что ряд объектов, даже в контуре ОГК-2, работает практически на полную, что говорит не о неэффективном управлении, а более системных проблемах.
«К примеру, Серовская ГРЭС в Свердловской области имеет КИУМ в районе 80%. Это связано с тем, что оборудование правильно расположено в узле с большим спросом на электроэнергию. Поэтому основной момент в том, что площадки под новые ДПМ-проекты были выбраны ошибочно и оказались не востребованы. Учитывая, что они отбирались согласно генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, действовавшей на 2008 год, это вопрос к планированию в Минэнерго РФ. В то же время обеспечить переток электроэнергии в дефицитные районы не представляется возможным, поэтому системный оператор просто не грузит эти объекты из-за отсутствия необходимости и высокой цены», – рассуждает инсайдер.
Второй фактор простоя – повсеместное использование иностранного оборудования: турбин Siemens, Alstom, GE. В 2022 году производители отказались продлевать сервисные контракты, из-за чего генерирующим компаниям пришлось продлевать интервалы между обслуживанием и дополнительно выводить оборудование в холодный простой.
«Сейчас Минэнерго РФ снова говорит о необходимости продления механизма экономии ресурса, а значит, КИУМ будет падать и дальше, а потребители – платить», – резюмировал собеседник «Правды УрФО» на энергорынке.
Напомним, в 2023 году, совокупный КИУМ электростанций, функционирующих в ценовых зонах оптового рынка, составил 52,1%. При этом в список наименее эффективных вошли два блока на «Джубгинской ТЭС» (ПАО «Интер РАО»), два блока «Новокузнецкой ГТЭС» (ПАО «СГК») и «Рязанская ГРЭС» (ПАО «ОГК-2»)