Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике с использованием механизма государственно-частного партнерства (1142915), страница 11
Текст из файла (страница 11)
одновременно возникли в результатедействия следующих факторов:- жесткой системы обязательств по своевременному вводу новыхмощностей по ДПМ;- снижения темпов роста потребления;- отсутствия вывода из эксплуатации неэффективного оборудования.В рублях за мегаваттИсточник: [200].Рисунок 16– Динамика средней цены на мощности за 2009-2017 гг.Сложившаяся ситуация нашла отражение в инвестиционных программахэлектроэнергетических холдингов, которые функционируют на ОРЭМ и непланируютзначительныхобъемовинвестицийвновоестроительствоэлектростанций централизованного электроснабжения [214].
Более подробнаяинформация об инвестиционных программах отражена в приложении В. Поданным АО «СО ЕЭС» до 2020 г. планируется чистый прирост 5 ГВтмощностей ТЭС и 4 ГВт мощностей АЭС по оставшимся ДПМ. При этом новоестроительство вне ДПМ не предполагается.2. Актуальной проблемой централизованного электроснабжения остаетсяналичие вынужденной генерации, объем которой в 2015 г. составил 5 ГВт или3% общего объема реализованной мощности на ОРЭМ. В 2016 г.
статусвынужденной генерации получили 14,6 ГВт мощности [175]. Как правило, кмощности, поставляемой в вынужденном режиме, относится мощность74электростанций, которая не может быть отобрана на КОМ, но являетсянеобходимой для энергосистемы по причине невозможности альтернативногоэлектроснабженияилитеплоснабженияпотребителейвсвязистехнологическими особенностями топологии электро- и теплосетей. Посколькуплата за мощность вынужденной генерации, превышает среднюю рыночнуюстоимость мощности, то она обременяет потребителей электроэнергиидополнительными расходами на содержание неэффективных электростанций.Следует отметить наличие потенциала повышения энергоэффективностив централизованном электроснабжении – по состоянию на конец 2014 г.
лишь37%тепловойпроизводствоэнергиипоставляетсяэлектроэнергииТЭЦиэлектростанциями.тепловойэнергииРаздельноекотельнымиэкономически неэффективно и приводит к существенному перерасходу топливапо сравнению с комбинированной выработкой [93]. Так, среднее значениеудельного расхода условного топлива на производство 1 Гкал для котельныхсоставило190,1кгусловноготоплива/Гкал,втовремякакдлякогенерационных установок ПГУ, ГТУ и ГПА этот показатель составил128,8 кг условного топлива/Гкал [81, с. 38].Использование в настоящее время отдельных инструментов ГЧП пристроительствеэлектростанцийцентрализованногоэлектроснабжениясопровождается:- ускоренным возвратом инвестиций в строительство электростанций всоответствии с заключенными ДПМ, вызывающим рост цен на мощность;- перераспределением финансовых рисков по инвестиционным проектампо строительству электростанций на потребителей путем предоставлениягарантий отбора мощности на КОМ.Посколькуновоестроительствокрупнымиэнергохолдингами,действующими на ОРЭМ, не предполагается, а оставшиеся инвестиционныепроекты могут быть реализованы самими компаниями с привлечением заемныхсредств, то использованиенеобходимым.финансового механизма ГЧП не является75Активы распределенной генерации (11,2 ГВт установленной мощности попоследнимданнымРоссийскогоэнергетическогоагентстваиНП«Распределенная энергетика» на конец 2013 г.
[195]) в основном представленыТЭС (включая объекты коммунальной энергетики), а также электростанциямивозобновляемой энергетики, которые принадлежат: муниципальнымобразованиям(преждевсего,бюджетнымпредприятиям коммунальной энергетики); крупным энергохолдингам, действующим на оптовом рынке; сбытовым компаниям, совмещающим деятельность по производству исбыту электроэнергии; промышленным потребителям, имеющим собственную генерацию(могут реализовывать часть электроэнергии сбытовым компаниям и другимпотребителям); иным инвесторам.Следуетотметить,чтобюджетныепредприятиякоммунальнойэнергетики являются ключевыми субъектами распределенной генерации, накоторые возложена ответственность за безопасное и надежное электро- (приналичии комбинированной выработки) и теплоснабжение населения.В связи с наличием статуса единой теплоснабжающей организации (далее– ЕТО) у предприятий коммунальной энергетики конкуренция междуцентрализованным электроснабжением и распределенной генерацией занаиболее низкие тарифы как по электро-, так и по теплоснабжениюсущественно ограничена.
В населенных пунктах с населением менее 500 тыс.человек решение об утверждении статуса ЕТО принимают муниципальныевласти, при этом в законодательстве предусмотрены только критерии отбораЕТО, а четкая система количественных показателей отсутствует [24]. Данныйфакт является одной из причин возникновения перекрестного субсидирования,когда бюджетное предприятие продает электроэнергию по цене ниже болееэффективной крупной ТЭС, но за счет этого увеличивает цену за тепло (внекоторых регионах более чем в 3 раза [180]), пользуясь своим монопольным76правом.
Также создаются предпосылки для продолжения эксплуатациикотельных, вырабатывающих только тепло. При объединении зон ЕТОнизкоэффективные объекты коммунальной энергетики должны быть выведеныиз эксплуатации или переведены в резерв, как показано на рисунке 17.Источник: составлено автором по материалам [180].Рисунок 17– Разделение зон деятельности ЕТО между ТЭЦ и котельными/мини-ТЭЦ(слева) и их объединение (справа)В силу ограниченности источников финансирования у муниципалитетовосновные фонды коммунальной энергетики обновляются несвоевременно, а ихэксплуатацияневсегдасоответствуеткритериюэкономическойэффективности. В результате крупные ТЭС теряют часть рынка и оказываютсянедогруженными, что отрицательно сказывается на результатах финансовохозяйственной деятельности при отсутствии заключенного ДПМ и снижает ихконкурентоспособность на КОМ.
Потребители, в свою очередь, оплачиваюткапитальные затраты как централизованного электроснабжения в пределахотобранной на КОМ мощности, так и неэффективной коммунальнойэнергетики.Набольшинстветепловыхэлектростанцийустановленостароенеэффективное оборудование, информация о котором приведена в таблице 15,значительная часть данных активов изношена. Так, например, только 25% от77общего количества энергетических котлов и 36% турбин ТЭС моложе 30 летпри среднем сроке эксплуатации 30-35 лет, что приводит к росту аварийности.Таблица 15– Оборудование ТЭС России по срокам эксплуатации на конец 2015 г.Со сроком эксплуатации от30 до 50 лет (шт.)КотлыТурбиныВсего оборудования (шт.)КотлыТурбины2 8811 5911 503732Со сроком эксплуатацииболее 50 летКотлыТурбины674288Источник: составлено автором по материалам [180].Поддержка текущего состояния основных фондов осуществляется за счетсубсидий бюджетной системы, размер которых по данным Министерстваэнергетики Российской Федерации ежегодно составляет порядка 150 млрд руб.или 10% от необходимой валовой выручки (далее – НВВ) коммунальнойэнергетики, при этом потребность в дополнительных расходах составляет ещепорядка 50 млрд руб.
(3% от НВВ) [210].Внастоящеевремякомплекснаягосударственнаяподдержкапривлечения частных инвестиций в модернизацию коммунальной энергетики взоне ответственности региональных и муниципальных органов властиотсутствует.Вновыхзаконопроектахпредлагаетсялишьусилениеответственности ЕТО и контроля за их деятельностью.Что касается малой возобновляемой энергетики, то капитальные затратыоплачиваются всеми потребителями оптового рынка пропорционально ихпотреблению, поскольку в отношении возводимых генерирующих объектовзаключаютсяДПМ.Финансированиеинвестиционныхпроектоввозобновляемой энергетики малой мощности в рамках договорных моделейГЧП можно рассматривать как альтернативу ДПМ.Такимобразом,необходимостьфинансированияинвестиционныхпроектов распределенной генерации на основе ГЧП обусловлена следующимифакторами:- муниципальная ЕТО становится монополистом по теплоснабжению наобслуживаемой территории, а при наличии комбинированной выработки – и по78элекроснабжению, получая более высокий регулируемый тариф на тепло, врезультате чего эффективные крупные частные ТЭЦ недозагружены;- ввиду ограниченности субсидий муниципальная ЕТО не получаетнеобходимых объемов инвестиций;- ежегодный рост тарифов на электроэнергию и тепло коммунальнойэнергетики, который обеспечивает только поддержание текущего состоянияосновных фондов;- при заключении ДПМ финансовые риски по инвестиционным проектаммалой возобновляемой энергетики перераспределены на потребителей оптовогорынка, даже если они фактически не получают произведенную этимиэлектростанциями электроэнергию.Электросетевое хозяйство ЕЭС России представлено имуществом всобственности коммерческих организаций с контрольным пакетом акций угосударства, а также электросетевыми активами в муниципальной и частнойсобственности.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
