15.04.2024 «Энергия без границ», № 1 (84) 2024
Программа договоров предоставления мощности (ДПМ), запущенная после расформирования РАО «ЕЭС России», оказалась фактически единственным инвестиционным инструментом российского энергорынка. Несмотря на регулярные отраслевые дискуссии и корректировку механизма, он до сих пор остаётся основой для обновления отечественной энергетики. ДПМ стали базой для разработки программы модернизации тепловых электростанций (ТЭС), которая стартовала пять лет назад и должна обеспечить ввод более 46 ГВт модернизированных мощностей в 2022–2031 годах. В феврале глава Минэнерго РФ Николай Шульгинов сообщил, что министерство считает необходимым продлить её ещё на 10 лет. Параллельно готовятся поправки в условия текущей программы, обусловленные новыми техническими и экономическими вызовами.
Программа ДПМ предполагала строительство новых энергомощностей компаниями, которые купили генерирующие активы РАО «ЕЭС России» при его ликвидации, завершённой в 2008 году. Необходимые инвестиции, а также доходность на них в 14% годовых с привязкой к ставке ОФЗ компенсировались за счёт спецнадбавки к цене мощности для потребителей оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). К 2020 году в рамках программы было построено 22,7 ГВт новой и модернизировано 7,2 ГВт старой генерации, что позволило вывести с рынка 9,5 ГВт наименее рентабельных и наиболее старых энергоблоков.
Однако реализация первого ДПМ не привела к существенному обновлению в российской энергетике, а позволила лишь остановить стремительное устаревание оборудования, уровень модернизации которого в предыдущие два десятилетия оставался минимальным. Инвестиции в проекты ДПМ составили около 2 трлн рублей, к началу текущего десятилетия объём возвращённых инвесторам средств уже превышал эту сумму. Последние выплаты спецнадбавок по ДПМ произойдут в 2028 году. По мере прохождения пика платежей правительство задумалось над продлением этой программы для ускоренного обновления действующей генерации. Для финансирования второго этапа было решено использовать так называемые высвобождающиеся средства – деньги потребителей, которые ранее шли на оплату ДПМ. Такой шаг позволяет продолжить обновление генерации без роста платежей потребителей, поясняли Минэнерго и Совет рынка. В итоге было принято решение запустить второй десятилетний этап инвестиций – для сокращения износа тепловых электростанций. Он вошёл в обиход энергетиков под новой аббревиатурой КОММод – конкурсный отбор мощности для модернизации.
Выбор проектов
Накануне первого КОММод весной 2019 года регуляторы оценивали общую стоимость обновления 41 ГВт ТЭС до 2046 года (срока завершения 15-летних выплат по проектам с вводами в 2031 году) в 3,4 трлн рублей в прогнозных ценах 2021 года. Инвестиции генерирующих компаний должны при этом составить 1,9 млрд рублей. Первый конкурс сделали залповым – он проводился сразу на три года (вводы в 2022–2025 годах). Его результаты внушали оптимизм регуляторам: было отобрано 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт с инвестициями в 61,6 млрд рублей, при этом объём поданных заявок составил почти 22 ГВт.
«Конкурс состоялся и показал эффективность: были значительно сокращены расценки относительно плановых, не оправдались ожидания больших нагрузок на потребителей – расходы на модернизацию (по итогам отбора. – Прим. ред.) были снижены на 30–40%», – заявлял в апреле 2019 года вице-премьер Александр Новак, занимавший тогда пост министра энергетики.
Однако часть игроков энергосектора оказалась недовольна низким уровнем цен на конкурсе. От лица несогласных выступила ТГК-2, которая потребовала пересмотреть результаты, поясняя, что через конкурсное сито удалось пройти лишь проектам обновления конденсационных станций, так как модернизация ТЭЦ обходится дороже. Регуляторы отказались пересматривать итоги, предложив ТГК-2 подавать заявки в рамках квоты правительственной комиссии по развитию энергетики. Накануне первого конкурса размер квоты увеличили с 10 до 15% от объёма отбора – за счёт этого предполагалось включать в программу модернизации более дорогие, но необходимые для энергосистемы проекты. В мае правкомиссия выбрала 15 проектов мощностью почти 1,8 ГВт, стоимость реализации которых превысила цену конкурсного отбора и составила 63,5 млрд рублей. Но суммарная цена залпового отбора (125,1 млрд рублей) оказалась втрое ниже предельных расчётов в 374 млрд рублей.
Второй конкурс – с возвратом на ОРЭМ обновлённых блоков в 2025 году – состоялся уже через несколько месяцев: его итоги стали известны в начале сентября 2019 года и лишили оппонентов механизма части аргументов. Из 25 отобранных проектов мощностью чуть более 4 ГВт на долю ТЭЦ пришлась почти половина объёма: 15 проектов предполагали обновление собственно ТЭЦ, ещё пять – модернизацию теплофикационной части ГРЭС. При этом стоимость проектов в первой ценовой зоне ОРЭМ (европейская часть РФ и Урал) выросла по сравнению с отбором на 2024 год лишь на 3,9%, а во второй ценовой зоне (Сибирь), где весь выбранный объём в 732 МВт пришёлся на ТЭЦ, снизилась на 6,6%. Среди победителей оказался и проект ТГК-2. В отличие от залпового конкурса, где преобладали проекты замены котлов, на втором отборе существенную долю заняли проекты обновления турбин. Число регионов, где генерация обновляется по федеральной программе, удвоилось до 16; число компаний, участвующих в КОММод, выросло с 5 до 13.
Экономия по итогам стартового отбора, которую Минэнерго оценило в 70–80 млрд рублей, позволила властям увеличить квоту правкомиссии более чем в 4 раза, до 2,8 ГВт. Утверждая результаты КОММод-2025, комиссия расширила перечень проектов модернизации в том числе за счёт четырёх блоков Заинской ГРЭС «Татэнерго», которые должны были заменить, надстроив конденсационную турбину (274 МВт) газовой турбиной GE (576 МВт). Ещё один аналогичный проект Заинской ГРЭС отобран не был.
Следующий КОММод состоялся в декабре 2020 года: он добавил в программу 15 объектов на 3,8 ГВт с вводами в 2026 году. Его сроки переносились 4 раза из-за разногласий об условиях отбора проектов ПГУ: власти решили выделить специальную квоту для обкатки на площадках действующих электростанций отечественных газовых турбин большой мощности, разработку которых вели «Ростех» и «Силовые машины». Резонность создания ответвления в программе специально под ПГУ вызывала сомнения у части сектора на фоне сжатия объёмов спроса на газовые турбины в мире. Но в итоге власти настояли на централизованной обкатке отечественных прототипов, выделив под эту задачу 1,6 ГВт в рамках программы. В мае 2021 года внимание участников рынка было сфокусировано на результатах именно этого конкурса, совмещённого со штатным КОММод на 2027 год, когда в программу был отобран ещё 21 проект мощностью 4,2 ГВт.
На КОММод-ПГУ были определены проекты для обкатки трёх типоразмеров газовых турбин: Компания «Т Плюс» на своих электростанциях получила право опробовать две турбины ГТЭ-65, а «Интер РАО» – четыре машины ГТЭ-170 (обе турбины должен выпустить «Силмаш»). На Новочеркасской ГРЭС ОГК-2 (входит в «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ)) будет опробовано оборудование «Ростеха» – ГТД-110М. Квота по мощности оказалась распределена досрочно за счёт первых двух лет программы 2027–2028 годов; проекты на 2029 год уже не выбирались; объём техзаявок (9,1 ГВт) в 7,5 раза превысил лимит по мощности.
Сейчас ключевая проблема как модернизации, так и строительства новой генерации – ценовые параметры проектов.
Санкции затягивают отборы КОММод
Отобрав генерирующие мощности для обновления в течение первых шести лет реализации программы модернизации (2022–2027 годы), власти решили доработать механизм. Процесс продолжается до сих пор. В июле 2021 года замглавы Минэнерго Павел Сниккарс сообщил, что регуляторы обсуждают значимые изменения, которые могут отразиться на КОММод. Речь шла о введении дополнительного конкурентного отбора мощности (КОМ) за год до начала её поставки. Инвестиционная составляющая, заложенная в КОМ, не работает, введение добавочного конкурса замедлит рост цен на мощность и создаст условия для перехода к одноставочной модели энергорынка, отмечали независимые эксперты. Генкомпании отнеслись к идее настороженно и настаивали на детальной проработке концепции короткого КОМ, так как это могло серьёзно усложнить планирование производственной и инвестиционной деятельности. Однако в итоге решение о внедрении дополнительного отбора так и не было принято. В октябре 2021 года Правительство РФ сократило сроки проведения основного КОМ до четырёх лет, а КОММод – до пяти лет: первый КОМ (на 2027 год) был отложен до 15 ноября 2023 года, модернизационный отбор (на 2028 год) – до 1 апреля 2023 года.
Но и эти сроки соблюсти не удалось. Весной 2022 года, с введением западных санкций, в секторе заговорили о необходимости переоценки ситуации и адаптации модернизационной программы под новые реалии. С этого момента поставки в Россию оборудования крупнейших мировых производителей оказались под запретом. Санкции коснулись не только новых проектов модернизации, но и уже отобранных. Наиболее выпукло проблема проявилась на Заинской ГРЭС – её обновление стало единственным проектом на базе импортной ПГУ, попавшим в программу: четыре старых блока суммарной мощностью 800 МВт предполагалось модернизировать за счёт установки мощной турбины GE на 576 МВт. После ухода поставщика из России проект оказался фактически отменён. Срок вывода старых блоков Заинской ГРЭС, первоначально назначенный на начало 2023 года, продлевался уже дважды (в последний раз – до 1 января 2025 года). Эти мощности продолжают работу, хотя «Системный оператор ЕЭС» считает, что их отключение никак не скажется на надёжности энергосистемы. С июня 2023 года, когда должен был стартовать проект обновления, блоки не получают платы за мощность. «Татэнерго» заявляет о желании перенести проект на Набережночелнинскую ТЭЦ со снижением его общей мощности с 850 до 236 МВт. При этом компания намерена использовать импортную газовую турбину, закупленную ещё до 2015 года и с тех пор хранящуюся на складе. Заявив в минувшем декабре о принципиальной договорённости с федеральными властями, компания признала, что пока не может договориться о стоимости проекта в Набережных Челнах: «Татэнерго» оценивает его в 23 млрд рублей, тогда как Минэнерго говорит о 6–8 млрд. Одновременно генкомпания готовится подать на следующий отбор КОММод новый проект на Заинской ГРЭС на базе ПГУ, рассматривая отечественные турбины наряду с китайскими и иранскими.
Ценник решает всё
Текущая ключевая проблема как модернизации, так и строительства новой генерации – ценовые параметры проектов. Энергетики и регуляторы разошлись в оценках темпов роста цен, но все они констатировали: отраслевая инфляция оказалась существенно выше общей по стране (по данным Росстата, в 2022 году – 11,94%, в 2023-м – 7,42%). За полтора года комплексная замена угольного котлоагрегата подорожала в 4 раза, газового – в 2,5 раза, паровой турбины – в 1,7–1,8 раза, рассказывала осенью прошлого года на конференции Совета производителей энергии глава Набсовета организации Александра Панина. Расчёты Минэнерго по итогам 2022–2023 годов, обнародованные в феврале, оказались чуть меньше: рост затрат на ремонты составил 30–180%, на сервис газотурбинного оборудования – 45–177%, на угольные котлы – 240%, на газовые – 120%, замена паровой турбины подорожала на 77%. При этом в Федеральной антимонопольной службе (ФАС) удорожание оценили лишь в 37–47%. Потребители электроэнергии, прежде всего металлурги, удорожание продукции которых вызывало жалобы энергетиков, на этом фоне продолжают настаивать на сдерживании энергоцен, несмотря на то что ставки на ОРЭМ в 2020–2023 годах выросли лишь на 16% при официальной инфляции в 30%. «Чтобы снизить цену на электроэнергию, надо и оборудование произвести дешевле», – заявил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов, выступая на конференции Российского союза промышленников и предпринимателей в феврале.
Реализация части уже отобранных, но ещё не стартовавших проектов КОММод по разыгранным ценам стала проблематичной. Осенью Совет производителей энергии сообщил, что неконтролируемый рост затрат вынуждает энергетиков отказаться от 13 проектов КОММод суммарной мощностью 1,5 ГВт, суммарная стоимость которых выросла на 79%. Тогда речь шла об энергокомпаниях второго эшелона – СГК, «Евросибэнерго», ТГК-2, «Квадре» и «ЭЛ5-Энерго». К середине февраля список расширился: тот же Андрей Максимов сообщил об обращениях генкомпаний об отказе уже от 17 модернизационных проектов мощностью 2,13 ГВт. Основная причина – непоставка оборудования.
«Где-то это непоставка в срок, где-то это рост стоимости оборудования, такой, который в принципе делает проект убыточным, компании готовы отказаться от них полностью. Понятно, что с выплатой штрафов этот вопрос обсуждается», – заявил г-н Максимов. Первоначально энергокомпании просили об аннулировании результатов отборов без выплаты штрафов, но глава Минэнерго Николай Шульгинов сразу же заявил, что штрафы придётся платить как минимум в регионах с прогнозным дефицитом.
В январе стало известно, что ГЭХ намерен отказаться от модернизации двух энергоблоков на Сургутской ГРЭС-1 своей дочерней компании ОГК-2 из-за невозможности своевременной поставки паровых турбин «Силмаша». В ГЭХ утверждали, что хотят передать дефицитные машины «РусГидро» для строительства к 2026 году Нерюнгринской ГРЭС, необходимой для энергоснабжения Восточного полигона РЖД. Взамен ГЭХ просил сократить ему штрафы за выход из сургутского проекта. В «Силмаше» тогда заявили, что расторжение договора на производство и поставку паровых турбин и генераторов является «исключительно внутренним» решением ОГК-2. Регуляторы уже больше года занимаются актуализацией ценовых параметров по ключевым узлам электростанций для нового строительства и модернизации (так называемого калькулятора). Но, как показывают результаты конкурса по выбору проектов строительства новых электростанций (КОМ НГО), проведённого в конце февраля для закрытия прогнозного дефицита в Сибири, утверждённых расценок недостаточно: проекты новых угольных блоков на действующих станциях с частично уже имеющейся инфраструктурой и потолком капзатрат на уровне 405–423 млн рублей за 1 МВт мощности закрыли лишь 43% потребностей (отобрано 525 МВт из необходимых 1225 МВт). Как говорят участники рынка, «Евросибэнерго» (460 МВт) и ТГК-14 (65 МВт) согласились взять на себя обязательства по строительству этой генерации, потому что она строится под конкретных потребителей – майнеров с ровным графиком потребления. Это гарантирует максимальную загрузку и окупаемость новых мощностей – расчётный КИУМ отобранных блоков составит 70–80%. Для ординарных проектов «в рынок» уровень цен недостаточен, что подтверждается отсутствием претендентов на строительство большей части новой генерации в Сибири. О том, что промежуточный вариант калькулятора модернизации, неофициально представленный сектору в середине осени, расходится с озвучиваемыми энергетиками затратами, свидетельствует и ситуация с обновлением Владивостокской ТЭЦ-2 «РусГидро».
Один из блоков этой станции оказался готов к вводу с трёхмесячным отставанием от графика, однако никаких оснований для возврата вложений в обновление у компании пока нет, так как цена проекта не утверждена. На стадии обоснования инвестиций в 2019–2020 годах обновление трёх блоков ТЭЦ-2 суммарной мощностью 360 МВт оценивалось в 22,04 млрд рублей, но капзатраты так и не были согласованы. В конце прошлого года «РусГидро» представило суммарный CAPEX Владивостокской ТЭЦ-2, рассчитывая на утверждение параметров на ближайшем заседании правительственной комиссии по развитию энергетики. Сумма оказалась практически втрое выше называвшейся ранее – 66,3 млрд рублей (без НДС). Стоимость работ по главному корпусу ТЭЦ-2 выросла в 7 раз (до 3,85 млрд рублей), замены котлов – в 3 раза (11,34 млрд рублей), замены трёх турбоагрегатов и монтажа вспомогательного оборудования – в 1,7 раза (24,71 млрд рублей). Ценник подвергся критике, и вопрос не стали выносить на правкомиссию, сообщал «Коммерсантъ». При этом актуальная цена оказалась на 28% выше предельных типовых затрат по калькулятору модернизации, оценённых в 46,7 млрд рублей. Калькулятор ещё дорабатывается, и сейчас они уже могли измениться, то есть вырасти, отмечают на рынке.
«Отдельная работа идёт по анализу стоимости в целом энергомашиностроения, то есть роста, для того чтобы более чётко спрогнозировать и смоделировать необходимость пересмотра ценовых параметров по КОМ. Генераторы вышли с этими предложениями, представили среднюю стоимость, которая им по сервису выставлена со стороны производителей. Мы договорились с Минпромом и с ФАС, эту ситуацию анализируем, выйдем на какое-то решение», – заявил в январе Павел Сниккарс.
У отечественных ПГУ нашлись конкуренты
Наконец, ещё одна непройденная развилка – доступность и экономическая эффективность отечественных газовых турбин. В стране ещё нет опыта их промышленной эксплуатации. После проведения КОММод-ПГУ в 2021 году в Минэнерго давали понять, что не рассчитывают на попадание иных проектов с использованием газовых турбин в текущую программу, завершающуюся в 2031 году, так как они будут обходиться 2–2,5 раза дороже любого другого вида модернизации ТЭС и не смогут пройти ценовое сито отбора на общих основаниях. По задумке регуляторов, ответвление от КОММод создаст экономическую базу для обкатки российских машин и их доработки, после чего они выйдут на свободный рынок в России. Два года назад эксперты отмечали, что первые отечественные ПГУ обходятся примерно на 50% дороже импортных аналогов. Пытаясь найти баланс между ценой и эффективностью, часть генкомпаний начала искать альтернативные решения. Так, ГЭХ получил от правительства разрешение на строительство в Якутии ТЭС мощностью 330 МВт на базе китайских газотурбинных установок AGT-110, которые являются аналогом российской ГТД-110М. Отказ от конкурса и применение оборудования из КНР обусловлены сжатыми сроками реализации проекта (вводы в 2026–2027 годах), необходимого для покрытия прогнозного дефицита в этом регионе на фоне реализации крупных добывающих и перерабатывающих проектов. «Технопромэкспорт» (ТПЭ, «дочка» «Ростеха») использует газовые турбины иранской компании Mapna (реплика оборудования Siemens) на двух блоках ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, сообщали источники. Собственная разработка «Ростеха» – ГТД-110М – будет установлена на третьем блоке этой станции. По графику всё оборудование «Ударной», запуск которой отодвигался, должно быть запущено до конца мая, в противном случае мощность станции оплачиваться не будет. При этом «Ростех» уже вызвался без конкурса закрыть прогнозный дефицит на юге страны (857 МВт с потенциалом роста до 1,29 ГВт) за счёт строительства новых блоков на той же ТЭС «Ударная», а также на Таврической ТЭС в Крыму. За счёт ГТД-110М компания намерена обеспечить не менее 51% потребности в мощности, остальной объём может составить иранское оборудование Mapna. Минэнерго пока не дало своего согласия и готовит конкурсный отбор (КОМ НГО) для закрытия дефицита на юге, отмечая, что к проекту «Ростеха» есть технические вопросы. К иранским и китайским турбинам присматриваются и другие генераторы (в частности, упоминавшееся выше «Татэнерго»). На этом фоне меняется и позиция регуляторов относительно дальнейшего участия газовых турбин «Ростеха» и «Силмаша» в проектах КОММод. В январе этого года Павел Сниккарс сообщил, что Минэнерго прорабатывает ещё один отбор проектов модернизации ТЭС с использованием российских ГТУ.
Министерство рассматривает возможность проведения залпового отбора (на несколько лет вперёд) для формирования заказа на отечественные газовые турбины. Регулятор не хочет ставить энергетиков в монопольно зависимое положение от двух производителей: конкурсные объёмы должны заставлять конкурировать поставщиков оборудования, мотивировать их предлагать генераторам какие-то преференции, пояснял он.
«Сейчас золотую середину пытаемся найти в диалоге и в подготовке проекта постановления именно по доработке принципов проведения конкурентного отбора мощности на модернизацию и сверяемся с Минпромторгом по производственным мощностям», – заявил г-н Сниккарс.
В прошлом году комиссия Госсовета по энергетике рекомендовала правительству с 2028 года строить ежегодно по 2 ГВт ТЭС на российских газовых турбинах, что составляет половину объёма программы. Новые правила предлагалось внедрить уже на ближайшем конкурсе с вводами в 2028 году для создания гарантированного заказа на газовые машины «Ростеха» и «Силмаша»: первому для поддержания производства нужно выпускать в год 3–4 машины, второму – 6–10. Однако эксперты сомневаются в реалистичности планов по строительству (модернизации) 2 ГВт ТЭС на ПГУ из-за слабой готовности самих турбин: блоки потребуют 10–25 штук газовых турбин в зависимости от мощности, и ни одна такая машина до сих пор не перешла в режим коммерческой эксплуатации.
При этом один из победителей КОММод-ПГУ – «Т Плюс» – до сих пор не подписал соглашение с «Силмашем» о поставке ГТЭ-65, жалуясь на то, что производитель в течение трёх лет не может назвать точную цену оборудования. Просьба к регуляторам об отказе от проекта, о которой стало известно в январе, также объясняется желанием компании сосредоточиться на тепловом бизнесе, требующем значительных инвестиций для замены изношенных теплотрасс. Новый конкурс на освободившийся объём в 200 МВт проводиться не будет, так как он не предусмотрен механизмом программы, отмечали в Минэнерго. Комментируя ситуацию, в «Силмаше» заявили, что получают много запросов на поставку ГТЭ-65 в 2028–2030 годах для замены иностранных турбин, распределённой генерации и модернизации региональных ТЭС. Серийное производство ГТЭ-65 должно стартовать в 2026 году с началом отгрузок в 2028-м. Одновременно Минэнерго вернулось к обсуждению вопроса о выделении в рамках КОММод спецквоты для ТЭЦ, но окончательного решения пока нет.
«О чём хотел сказать: может, вопрос сам решится эволюционно с учётом того, что все ГРЭС, которые хотели попасть в эту программу, частично попали, и поэтому будет формироваться конкурс между ТЭЦ. Доля ТЭЦ в последнем проведённом КОММод существенно увеличилась. Мы хотим для себя понять, чтобы не перегнуть палку с регулированием. Если это устойчивая динамика, тогда пусть оно дальше идёт без каких-либо серьёзных изменений», – пояснял в январе Павел Сниккарс.
Помимо очередного отбора КОММод до конца года, вероятно, будет официально оформлено и более глобальное решение – о дальнейшем продлении программы модернизации ещё на 10 лет. Запуская механизм обновления генерации, регуляторы оценивали объём старых мощностей, нуждающихся в реновации, в 70 ГВт, из которых до 2031 года планировали модернизировать только 40 ГВт (позже цифра выросла до 46 ГВт). О необходимости продления КОММод глава Минэнерго говорил ещё осенью 2021 года, однако позднее у властей возникли более насущные задачи. Сейчас они вернулись к этому пункту среднесрочного планирования.
«Точно нужно её (программу модернизации ТЭС. – Прим. ред.) продлевать. До конца года мы такое решение примем. А срок… Примерно, я думаю, лет 10 нужно, это большие объёмы», – заявил в феврале Николай Шульгинов. Таким образом, с 2031 года, вероятно, будет запущена вторая волна реинвестирования в отрасль средств, вложенных инвесторами в строительство новой генерации в рамках ДПМ.
