Дисбалансы промежуточных результатов первого конкурсного отбора на модернизацию ТЭС

В настоящее время проводится определение перечня проектов, которые получат гарантии компенсации инвестиций в рамках нового механизма — отбора проектов модернизации генерирующего оборудования ТЭС (далее — отбора на модернизацию ТЭС). 3 апреля «Системный оператор ЕЭС» («СО ЕЭС») опубликовал предварительный перечень проектов модернизации, прошедших отбор. До конца апреля «СО ЕЭС» должен утвердить предварительный график реализации мероприятий по модернизации, после чего ещё ряд проектов вне рамок конкурса будет отобран Правительственной комиссией.

Хотя процесс отбора проектов ещё не завершён, нет оснований предполагать, что какие-то проекты из предварительного перечня не попадут в окончательный. Таким образом, интерес представляет анализ даже предварительных результатов отбора.

Всего отбор 2019 года прошло 30 проектов. Установленная генерирующая мощность отобранных объектов до модернизации составляет 8 273 МВт, что составляет 5,2 % мощности ТЭС в ЕЭС России (без учёта ОЭС Востока, где механизм модернизации ТЭС пока не действует). При этом мощность модернизируемых объектов в результате возрастёт на 337 МВт (4,1 %).
Условия проведения отборов, как и полученные результаты, не раз подвергались критике со стороны как потребителей, так и некоторых генерирующих компаний, оборудование которых остро нуждается в модернизации, но не способно пройти отбор по установленным критериям. Ниже мы рассмотрим те аспекты (дисбалансы первого отбора), которые ещё не были предметом публичной дискуссии в экспертном сообществе.
Первый дисбаланс в промежуточных результатах отбора связан со значительными различиями по возрасту модернизируемых мощностей. Если оценивать возраст модернизируемых объектов по дате ввода в эксплуатацию турбогенератора, то окажется, что отобранная мощность делится примерно пополам между двумя типами объектов: крупными молодыми энергоблоками (мощностью около 800 МВт, введённые в период с 1985 г.) и малыми старыми энергоблоками (мощностью до 300 МВт, введённые в период до 1981 г. включительно)

Распределение объектов, прошедших конкурсный отбор, по мощности и году ввода турбины в эксплуатацию.
Составлено по данным «СО ЕЭС»
Примечание: толстой пунктирной каймой отмечены объекты, на которых предполагается модернизация котельного оборудования.

Подобный дисбаланс связан с тем, что для турбинного оборудования с различной мощностью были введены различны критерии для участия в отборах. Так, турбина мощностью свыше 350 МВт и давлением острого пара более 10 МПа может рассчитывать на участие в отборах при наработке свыше 100 тыс. часов (19 лет при КИУМ в 60 %), а турбина с мощностью до 350 МВт и давлением острого пара более 10 МПа — лишь при наработке свыше 220 тыс. часов (42 года при КИУМ в 60 %)2!
Особо стоит отметить, что при подобных критериях отбора в число модернизируемых объектов вошёл второй энергоблок Нижневартовской ГРЭС, введённый в строй всего 16 лет назад (в 2003 г.).
При этом спрос на модернизацию ТЭС довольно значителен: так, во второй ценовой зоне (Сибирь) доля ТЭЦ в структуре модернизируемых мощностей по итогам отбора составляет 54 % (в отличие от всего 11 % в первой ценовой зоне).

Второй дисбаланс связан с различными значениями ценовых параметров в первой и второй ценовых зонах. В первой ценовой зоне модернизация ТЭС может способствовать снижению цен: средневзвешенная одноставочная цена электроэнергии от модернизируемых блоков ожидается в размере 1,74 руб./кВт·ч, а средневзвешенная нерегулируемая цена в 2017 г. составила 2,14 руб./кВт·ч4. При сравнении необходимо учитывать, что фактические цены в первой ценовой зоне в последние годы стабильно росли (на 32% за 2016—2017 гг.), в том числе под влиянием ввода новых объектов атомной и возобновляемой энергетики.
Напротив, во второй ценовой зоне модернизация ТЭС может способствовать росту цен: средневзвешенная одноставочная цена электроэнергии от модернизируемых блоков ожидается в размере 1,99 руб./кВт·ч, а средневзвешенная нерегулируемая фактические цены во второй ценовой зоне остаются невысокими благодаря наличию старых гидрогенерирующих мощностей.