Потребители заплатили полмиллиарда за неработающий объект ОГК-2 в Челябинской области. Загрузка нового энергоблока Троицкой ГРЭС составила 13%
pravdaurfo.ru/articles/188407-potrebiteli-zaplatili-polmilliarda-za
Сразу 8 энергоблоков в УрФО, построенных в рамках ДПМ (договор о предоставлении мощности), по итогам 2019 года не уложились в установленный норматив загрузки оборудования. На станциях ПАО «Т Плюс», ПАО «Фортум» и АО «Интер РАО – электрогенерация» коэффициент использования установленной мощности (КУИМ) оказался в диапазоне 67-73%, а на Тобольской ТЭЦ «СИБУРа» и Троицкой ГРЭС ОГК-2 всего 9 и 13% соответственно. Однако, несмотря на низкую загрузку и невостребованность мощности, потребители вынуждены регулярно оплачивать простаивающие гигаватты. Так, только Троицкая ГРЭС в Челябинской области за год «съела» более 500 млн рублей потребителей. Эксперты связывают это с тем, что станция неэффективна и не отбирается регулятором для поставок. В свою очередь, по оценкам аналитиков рынка, в масштабах страны потребители из года в год вынуждены платить 30-40 млрд рублей за оказавшиеся ненужными объекты ДПМ. При этом стоимость мощности на оптовом рынке регулярно растет за счет все новых и новых надбавок.
Коэффициент использования удельной мощности по большинству энергоблоков в УрФО, построенных или модернизированных по программе ДПМ, не превышает 75%, а в некоторых случаях и 15%. Соответствующие данные приводятся в отчете НП «Совет рынка» о функционировании ОРЭМ в 2019 году (копия документа находится в распоряжении редакции «Правды УрФО»).
Показатель КИУМ напрямую отражает загрузку оборудования в течение периода и его востребованность на рынке.
Отметим, что согласно типовому договору ДПМ и приказу Минэнерго РФ, норматив для объектов угольной генерации, в зависимости от мощности энергоблоков и их расположения установлен на уровне 70-80%. Для генерации, работающей на природном газе – 75%-80%.
Так, наименьший КИУМ оказался на двух турбинах Тобольской ТЭЦ мощностью 200 МВт (контролируется ПАО «СИБУР Холдинг») – 9%. У нового энергоблока Троицкой ГРЭС ПСУ 660 МВт (принадлежит ПАО «ОГК-2») в среднем за 2019 год коэффициент использования составил всего 13%.
По остальным энергоблокам, построенным в рамках ДПМ, ситуация выглядит лучше, но также не идеальна. Например, загрузка второго блока (420 МВт) на Серовской ГРЭС (ПАО «ОГК-2») составляет 72%, оборудование современной ТЭЦ «Академическая» (ПАО «Т Плюс») в Екатеринбурге загружено на 73%, а первый энергоблок Челябинской ТЭЦ-4 – на 71%. КИУМ на агрегатах Верхнетагильской ГРЭС (АО «Интер РАО – электрогенерация»), Тюменской ТЭЦ-1 и Челябинской ТЭЦ-3 (ПАО «Фортум») оказался ниже 70%
Отметим, что, несмотря на невысокую востребованность этих энергоблоков, потребители оплачивают содержание всей мощности по ставке около 1 млн рублей за каждый мегаватт в зонах свободного перетока «Урал» (Республика Башкортостан, Пермский край, Курганская, Оренбургская, Свердловская и Челябинская области), а также «Тюмень» (ХМАО, Тюменская область и части Томской и Омской областей).
Суммарно только по приведенным выше электростанциям УрФО потребители заплатили порядка 1,2 млрд рублей более чем за 1,2 гигаватта мощности, которая фактически не работала на протяжении всего года. Причем почти половина из этой суммы – 550 млн – рублей пришлась на «Троицкую ГРЭС».
По мнению заместителя руководителя экономического департамента фонда «Институт энергетики и финансов» Сергея Кондратьева, низкий КИУМ на Троицкой ГРЭС может быть связан с высокой стоимостью производства электроэнергии на угольной станции.
«Цены заявок генерирующих компаний на РСВ (рынок на сутки вперед. – Прим. ред.) коррелируют с топливной составляющей, чем она выше – тем менее она конкурентна. Согласно раскрытию информации ПАО «ОГК-2» по Троицкой ГРЭС за 2019 год, топливная составляющая оценивается компанией на достаточно высоком уровне. В первом полугодии – 811 рублей за МВт*ч и в 872 рубля за МВт*ч во втором (в среднем по году в 842 рубля). Это ниже, чем по старой части станции», – считает Сергей Кондратьев.
В то же время у ДМП Троицкой ГРЭС очень высокий удельный расход топлива: 366 грамм условного топлива за кВт*ч в 2018 году, а ожидаемое в 2019 году снижение до 292 граммов за кВт*ч, по мнению собеседника издания, больше похоже на прогноз менеджмента. Вероятнее всего, это связано со структурой используемых углей или с частыми пусками-остановками энергоблоков, что при таком КИУМ вполне логично.
В ассоциации НП «Сообщество потребителей энергии» отмечают, что такая ситуация характерна в целом по стране. Всего, по данным организации, около 7 гигаватт мощностей тепловых электростанций или 26% от общего объема мощностей, построенных по ДПМ, загружены менее чем наполовину. При этом их содержание оценивается в сумму около 30-40 миллиардов рублей ежегодно.
«5,16 ГВт (19% от общего объема) построенных мощностей, работающих по ДПМ, было загружено на 0-25%. В этот диапазон вошли объекты мощностью 1,86 ГВт, которые были оплачены, но загружены от 0 до 2%. В 2018 году в диапазоне от 0 до 25% находилось 5,02 ГВт. 1,78 ГВт (6,5% от общего объема ДПМ) мощностей работали в диапазоне 26-50%. В 2018 году с загрузкой в данном диапазоне находилось 1,43 ГВт мощностей. 6,94 ГВт (25,5%) были загружены от 0 до 50%», – говорится в анализе НП «Сообщество потребителей энергии».
Таким образом, каждый четвертый мегаватт тепловых электростанций, построенный по ДПМ в ходе реформы отрасли, загружен менее, чем наполовину. При этом объем платежей потребителей по ДПМ в 2019 году вырос относительно уровня 2018 года на 5,7 млрд рублей (2,1%) и составил 272,25 млрд рублей».
«Правда УрФО» продолжит следить за развитием событий.
Финаме
БКС Мир Инвестиций
