28.05.2018 Журнал Интер РАО «Энергия без границ» №2(49)
Правительство готовится утвердить программу модернизации генерирующих мощностей. Средства, которые можно направить с оптового рынка на модернизацию, ограниченны, поэтому главная интрига – какие сектора генерации получат поддержку и в каком объёме. Модернизация однозначно нужна тепловым станциям, считают эксперты «Энергии без границ», а при поддержке других секторов важно учитывать все сопутствующие условия и ограничения.
Фёдор Веселов, заместитель директора, ИНЭИ РАН:
– Программы модернизации очень специфичны для разных типов генерации. В гидроэнергетике не первый год идёт программа комплексной реконструкции ГЭС, она успешно реализуется при существующих рыночных механизмах. Атомщики обновляют старые АЭС энергоблоками нового поколения. По возобновляемым источникам энергии вопрос стоит о масштабах их развития и дальнейшей финансовой поддержки. Программу развития ВИЭ нужно жёстко оптимизировать, отобрав действительно конкурентоспособные проекты в точках, где возобновляемая энергетика позволяет получить реальный экономический эффект.
Ключевой сегмент инвестрешений – ТЭС. Хотя Минэнерго говорит о проектах модернизации на 40 ГВт, общий объём инвестрешений до 2035 года оценивается в 80–100 ГВт. Чтобы реализовать большинство этих проектов, существующих условий на рынке недостаточно. Поэтому для обновления генерации требуются конкурентные системные решения регуляторов, которые бы затрагивали все механизмы оплаты мощности.
Механизм конкурсного отбора проектов реконструкции ТЭС должен опираться на критерий минимальной цены, обеспечивающей его окупаемость. Этот критерий включает в себя капитальные и операционные затраты, удельный расход топлива, коэффициент использования установленной мощности, структуру и доходность инвестируемого капитала, которые инвестор оценивает сам и заявляет в расчёт исходя из оптимизации ожидаемых рисков по каждому из этих факторов.
Сергей Пикин, директор Фонда энергетического развития:
– Совершенно точно требуют обновления мощности ТЭЦ – это самое старое оборудование в стране, которое закрывает потребности городов в тепле. В случае с АЭС – сложный выбор: атомщики запрашивают чуть меньше 1 тлрн рублей, притом что на 40 ГВт тепловой генерации нужно 1,3 млрд рублей.
Что касается ВИЭ, принципиально важно не потерять заводы, которые были построены на первом этапе развития «зелёной» энергетики в стране. Российские производители солнечных мощностей пока не доросли до того, чтобы работать на экспортные рынки, и если закончится спрос внутри страны, инвестиции фактически пропадут. Насчёт целесообразности развития ВИЭ в России есть разные мнения, но если были приняты решения о поддержке, их необходимо последовательно придерживаться.
Также сейчас обсуждаются и критерии отбора: например, надо ли разделять мощности по типам станций. Может быть, стоит вообще сделать «цену отсечения», и пусть на отбор приходит кто хочет: блок-станции потребителей, локальная розничная генерация, большие ТЭЦ и ГРЭС, АЭС, ВИЭ, даже мусоросжигательные заводы. В последние месяцы модернизация обсуждалась на десятках мероприятий. Каждая сторона заняла свою позицию и стоит на ней. Среди участников даже нет консенсуса, что же будет эффективнее – модернизировать паросиловой цикл или перезапустить всё по парогазовому.
Скорее всего, в итоге будет реализован вариант, близкий к тому, что предложило Минэнерго.
Александр Григорьев, заместитель гендиректора, Институт проблем естественных монополий:
– За счёт российских потребителей необходимо поддерживать те сектора генерации, заказы от которых помогут отечественным производителям оборудования. Одна из ключевых ошибок, допущенных при определении критериев для проектов ДПМ, состояла в отсутствии требований по доле российской продукции при строительстве новых мощностей. В итоге мимо нашей промышленности прошли миллиарды рублей заказов.
Безусловно, правы те, кто говорит, что наш энергомаш не был готов поставить весь спектр оборудования (особенно это касается газовых турбин большой мощности), тем более в столь сжатые сроки. Но если мы не будем создавать условия для нашей промышленности, то она никогда и не будет готова, отставание будет только нарастать.
У нас достаточно времени, чтобы спокойно раскрутить маховик российского машиностроения в период 2020–2035 годов – от НИОКР до пуска оборудования в серию. Для начала нужно зафиксировать в нормативной базе понятие об отечественном инновационном оборудовании и преференциях для компаний, которые используют его, особенно на этапе опытно-промышленной эксплуатации. Это поможет тем немногим проектам, которые, прямо скажем, реализуются сегодня на энтузиазме. Минпромторгу и Минэнерго необходимо соотнести долгосрочные потребности рынка и возможности отечественной промышленности и сформировать целевую программу по обеспечению модернизируемых мощностей отечественным оборудованием.
Владимир Скляр, глава департамента электроэнергетики аналитического управления ВТБ Капитал:
– У правительства РФ есть две основные задачи в управлении электроэнергетикой. Первая – это бесперебойные поставки электроэнергии потребителям. Вторая – обеспечение их по экономически разумным минимальным тарифам. С этой точки зрения у программы модернизации тепловых мощностей фактически нет альтернативы. Модернизация ТЭЦ и ГРЭС минимум в 2, а зачастую в 4–12 раз дешевле любых других вариантов для потребителей.
Определяя детали такой модернизации: подход к отбору, сроки окупаемости и ставки возврата – правительству важно найти баланс: и сохранить разумные тарифы, и сделать проекты инвестиционно привлекательными для инвесторов.
Здесь стоит помнить о страновой конкуренции. Наши расчёты показывают, что гарантированная ставка возврата должна быть не ниже стоимости капитала для компаний с учётом оптимальной структуры капитала (70% – долг, 30% – акционерный капитал). С учётом ставок по заимствованиям и прочих факторов такая величина на данный момент должна быть не ниже 12,5–13%, хотя в свете рекордно низких темпов инфляции в стране и прогнозируется её снижение. Сроки предоставления гарантий должны обеспечить окупаемость не ниже 8–10 лет и дальше учитывать желание правительства обеспечить срок службы модернизируемого оборудования до 15–20 лет. Подход к отбору – минимальная стоимость проекта для потребителя из расчёта «модернизационного меню», прогнозируемого регионального дефицита, безальтернативности тепловых поставок со станции и утверждённого уровня возврата.
Алексей Жихарев, директор по электроэнергетике, Vygon Consulting:
– Важно определиться с термином «модернизация» и целями этого процесса. Если задача максимально ограничить темпы роста цены на электроэнергию в краткосрочном периоде, не принимая в расчёт долгосрочные системные эффекты, то надо говорить скорее о реконструкции. Модернизация же предполагает использование передовых технологий, позволяющих в перспективе повысить эффективность и устойчивость отрасли.
КОМ уже сегодня в состоянии обеспечить реконструкцию. В цене уже присутствует инвестсоставляющая до 3–6 тыс. руб/кВт, что по данным СО ЕЭС позволяет ежегодно реконструировать до 500 МВт. То есть инвестиционные сигналы хоть и слабые, но присутствуют. В модернизации по модели ДПМ важно обеспечить максимальную конкуренцию за право гарантированного возврата инвестиций. Тезис «эффективен сейчас – эффективен в будущем» может быть ложным.
Цена мощности (ДПМ) показывает незначительную чувствительность к сроку возврата инвестиций за пределами 7–8 лет. Продление срока на один год снижает цену в пределах 3%, но в то же время потребители будут платить дольше и их совокупный платёж прирастет на 8%. Соответственно, увеличение сроков окупаемости незначительно снизит темпы роста конечной цены ОРЭМ и будет сдерживать долю конкурентного рынка.
Особый режим поддержки нужен для технологий, которые пока неконкурентоспособны, но чьё развитие важно в долгосрочной перспективе. Это и возобновляемая энергетика, и системы хранения энергии.
Василий Киселёв, директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:
– Минэнерго и поставщики предлагают обязать потребителей отдельно, сверх текущих рыночных платежей, оплатить масштабный капитальный ремонт электростанций по цене, сопоставимой с новым строительством. При этом в их предложениях ни о какой модернизации и повышении эффективности российской электроэнергетики речь не идёт.
Для обоснования необходимости такого решения используются крайне неубедительные и противоречивые аргументы – якобы возникающий к 2025 году дефицит мощности, который не подтверждается ни собственными документами ведомства, ни фактическими результатами отборов мощности, а также ничем не подтверждаемая нехватка средств, получаемых поставщиками через рыночные платежи.
На наш взгляд, предложения Минэнерго – это анахронизм, они не учитывают потенциал развития технологий производства, передачи, хранения и потребления энергии, неактуальны для современного этапа развития отрасли и ведут к углублению технологического отставания российской электроэнергетики.
Сетевую инфраструктуру также важно допустить до процесса модернизации. Сеть – один из важнейших элементов энергосистемы, именно её развитие и оптимизация позволят компенсировать локальный дефицит и повысить эффективность использования генерирующих мощностей.
При определении критериев отбора важно оценивать не текущие характеристики объекта, а будущие, достигаемые в результате модернизации. Такой подход повысит конкуренцию и спровоцирует именно модернизацию, а не реконструкцию.