31.07.2019 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», № 3 (56) https://www.interrao.ru/upload/iblock/7eb/InterRAO_03_2019_1.pdf
Стартовый отбор проектов для модернизации, проведённый в марте – мае, стал одним из ключевых событий в российском энергетическом секторе за последние два года.
Этому предшествовала ожесточённая многомесячная дискуссия – участники рынка, регуляторы и власти (включая лично президента России Владимира Путина) более года обсуждали параметры программы стоимостью 1,9 трлн рублей, которая продлится до 2031 года и станет основой нового инвестиционного цикла в отрасли. Залповый отбор на первую трёхлетку – 2022–2024 годы, в ходе которого для модернизации выбраны проекты суммарной мощностью 10,4 ГВт, чётко разделил ценовые зоны: в Сибири для модернизации отобраны угольные электростанции, в центре России и на Урале – только газовые. При этом суммарные капитальные затраты оказались втрое ниже, чем прогнозировали регуляторы – 125,1 вместо 374 млрд рублей.
ЗАТЯЖНАЯ ПОДГОТОВКА
Разработка нормативной базы программ модернизации ТЭС заняла более года. Программа, которая должна стать основным механизмом нового инвестиционного цикла в электроэнергетике, впервые была одобрена президентом РФ Владимиром ПУТИНЫМ в конце 2017 года, а официально утверждена лишь в январе нынешнего. Её финансирование должно осуществляться за счёт так называемых высвобождающихся средств – денег, образующихся по мере завершения предыдущей программы договоров предоставления мощности (ДПМ), в рамках которой в стране за 10 лет было построено около 30 ГВт новых генерирующих мощностей.
Регуляторы довольно долго рассчитывали объём «высвобождающихся средств», так как г-н Путин поставил задачу не допускать роста оптовых цен на энергию после 2022 года выше уровня инфляции. Расходы на модернизацию напрямую влияют на оптовые цены: капитальные затраты генераторов на модернизацию конкретной ТЭС должны в течение 15 лет возвращать потребители оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) через спецнадбавку к цене мощности. В итоге Минэнерго России обозначило предельную сумму расходов, которые сектор может себе позволить, не пробивая «инфляционного потолка». На рынке «нашлось» 3,5 трлн рублей, из них на модернизацию может быть потрачено 1,9 трлн рублей (с учётом модернизации в неценовых зонах – 200 млрд рублей).
На эти деньги в 2022–2031 годах планируется обновить до 39 ГВт мощностей в ценовых зонах (85% распределяется на рыночном конкурсе (КОММод), 15% – квота правительственной комиссии) и ещё до 2 ГВт в неценовых зонах. Между ценовыми зонами модернизационный объём делится в пропорции 80% (1-я ЦЗ, Центр и Урал) на 20% (2-я ЦЗ, Сибирь). При этом с потребителей ОРЭМ до 2035 года планируется собрать примерно ту же сумму – около 2 трлн рублей, говорил глава Минэнерго Александр НОВАК. Общие расходы покупателей оптового рынка до момента завершения программы в 2046 году составят 3,4 трлн рублей в ценах 2021 года, уточняли позднее в «Совете рынка». «Сообщество потребителей энергии» не согласилось с этими расчётами, оценив свои расходы на программу модернизации до 2046 года в 8,2 трлн рублей. Регуляторы считали, что покупатели энергии лукавят: достоверно спрогнозировать инфляцию на длинный временной горизонт крайне затруднительно, именно поэтому важна привязка расчётов к ценам конкретного года. «Меняя инфляционные ожидания за горизонтом 2035 года, можно получить сколь угодно большую сумму», – отмечали в регуляторах.
ПЕРВЫЙ БЛИН МОДЕРНИЗАЦИИ
29 мая правительственная комиссия по развитию электроэнергетики поставила промежуточную точку, утвердив итоги стартового отбора, который проводился сразу на три года: 2022–2024. В рамках конкурсного отбора было выбрано 30 проектов мощностью 8,61 ГВт; по квоте правкомиссии – ещё 15 проектов суммарно на 1,78 ГВт. Примечательно, что все 29 проектов, отобранных в 1-й ЦЗ, касаются обновления газовых станций (единственное исключение – Ижевская ТЭЦ-2 «Т Плюс», работающая и на газе, и на угле), а все 16 проектов во 2-й ЦЗ – угольных блоков. Конкуренция на конкурсном отборе оказалась жёсткой: на 9,35 ГВт разыгрывавшейся квоты КОММод были поданы заявки суммарной мощностью около 22 ГВт.
Из 30 отобранных на рыночном конкурсе проектов на 8,61 ГВт более 60% забрала компания «Интер РАО» (5,13 ГВт), на «Юнипро» пришлось 19% отобранной мощности, «Иркутскэнерго» – 8,5%. Совокупно 5,7% получили «Мосэнерго» и ОГК-2, входящие в «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ), 3,6% – Сибирская генерирующая компания (СГК) и 3,4% – Ново-Салаватская ТЭЦ («Газпром нефтехим Салават»).
Александр Новак на коллегии Минэнерго 5 апреля заявлял, что реальные цены по итогам первого КОММода оказались на 30–40% ниже прогнозных. Одноставочная цена на электроэнергию после модернизации (LCOE) составит от 1,6 до 2,2 тыс. рублей за 1 МВт•ч, удельный CAPEX отобранных проектов – 7,2 тыс. рублей за 1 кВт, что примерно в три раза ниже установленного «потолка» капзатрат.
«Интер РАО» и «Юнипро» выигрывали за счёт того, что предложили для модернизации блоки большой мощности и с высоким коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ), отметила глава наблюдательного совета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра ПАНИНА. Кроме того, основной бенефициар залпового отбора добровольно снижал норму доходности и взялся провести часть необходимых мероприятий за свой счёт.
НЕДОВОЛЬНЫЕ, КОНЕЧНО, НАШЛИСЬ
Итоги отбора ожидаемо подверглись критике со стороны потребителей, которые указывали, что большинство проектов предполагает «проведение среднего или неглубокого капремонта и направлены преимущественно на низкозатратное продление паркового ресурса устаревшего энергооборудования паросилового цикла». Фактически речь идёт не об обновлении, а о банальных ремонтах, указывали потребители и просили вице-премьера Дмитрия КОЗАКА скорректировать условия отбора. С этим не согласны ни генераторы, ни регуляторы: Минэнерго в ответ заявило, что считает введение дополнительных требований к проектам избыточным. Генераторы также не согласны с тезисом о том, что модернизация сводится к неглубокому ремонту.
– Капремонт от модернизации отличается тем, что в его рамках производится только продление паркового ресурса, а в рамках модернизации – улучшение/изменение технико-экономических параметров. Заявленные генераторами проекты ни в коей мере не могут считаться выполнением ремонтной программы, – комментирует г-жа Панина. – Из 30 прошедших отбор проектов семь предполагают комплексную замену турбин; в девяти случаях речь идёт о комплексной замене генераторов; семь проектов предполагают мероприятия по котлу, состоящие из четырёх обязательных работ (замена барабана, топочных экранов, пароперегревателей, перепускных трубопроводов). Эти работы являются полной заменой ключевых элементов котла, при этом более дешёвым вариантом модернизации, чем комплексная замена.
Более неожиданной оказалась атака на итоги КОММод со стороны генераторов. Возмутителем спокойствия выступила ТГК-2, не сумевшая провести через конкурс ни один проект. В начале апреля компания поставила в вину Минэнерго тот факт, что в основном отсев прошли ГРЭС, а старые ТЭЦ и угольные станции остались без поддержки рынка. При этом ТГК-2 фактически указала, что рассчитывала на более высокие цены на конкурсе: «для наиболее распространённого диапазона единичной мощности до 100 МВт обоснованная конкурсная цена модернизации находится в пределах 3,5 тыс. рублей за 1 МВт•ч». В Минэнерго критику отвергли и предложили ТГК-2 подавать заявки на участие в программе в рамках квоты правительственной комиссии и модернизации ТЭС в неценовых зонах.
«ПРАВИТЕЛЬСТВЕННЫЕ» В 5 РАЗ ДОРОЖЕ «РЫНОЧНЫХ»
Пройти отбор на 2022–2024 годы по квоте правкомиссии смогли проекты ЛУКОЙЛа, СГК, «Т Плюс», ТГК-1, «Иркутскэнерго» и «Энел Россия». ТГК-2 войти в список не удалось, и руководство генератора вновь публично раскритиковало методику «нерыночного» отбора. Обвинив 29 мая Минэнерго в ошибках при расчёте коэффициентов, руководство ТГК-2 потребовало пересмотреть результаты, уже утверждённые правкомиссией, и включить в «квотный» перечень свою Ярославскую ТЭЦ-2.
Стоит отметить, что критерии отбора по квоте правительственной комиссии до последнего момента не были известны участникам рынка. Минэнерго ввело пять показателей, каждому из которых был присвоен свой «вес»: экономика проекта, намерение модернизировать теплофикационный блок, экология, инновации, критичность технического состояния. Поданные заявки оценивались по этим критериям, в итоге отобранными оказалось 15 проектов на 1,78 ГВт. Благодаря ранжированию проблема с непопаданием ТЭЦ под модернизацию оказалась фактически снята – все 15 отобранных по квоте правкомиссии проектов касаются обновления теплофикационного оборудования.
Отсутствие цены среди значимых критериев отбора по квоте правкомиссии привело к тому, что цены в рамках 15%-ной квоты оказались почти в 5 раз выше, чем на конкурсном отборе: удельный CAPEX составил 35,6 тыс.рублей против 7,2 тыс. рублей за 1 кВт. Разброс капитальных затрат внутри квоты оказался ещё более значительным: от 4,5 тыс. рублей до 124,1 тыс. рублей за 1 кВт (Красноярская ТЭЦ-3 СГК). В итоге капзатраты на модернизацию в 2022–2024 годах в рамках квоты в абсолютных цифрах превзошли вложения в проекты, отобранные на КОММод: 63,5 млрд рублей против 61,6 млрд рублей; хотя в последнем случае объём модернизируемой мощности больше в 4,8 раза. «Впрочем, такой разброс логичен: квотные проекты направлены именно на глубокую модернизацию и замену большинства ключевых механизмов, конкурс – на фундаментальный капитальный ремонт», – отмечал ранее аналитик «ВТБ Капитал» Владимир СКЛЯР.
Дороговизна «квотных» проектов не вызвала возражений со стороны ТГК-2, зато крайне обеспокоила потребителей. Накануне заседания правкомиссии 29 мая РУСАЛ направил письмо её главе, вице-премьеру Дмитрию Козаку с просьбой проверить стоимость наиболее затратных проектов, проходящих отбор по квоте. 4 июня стало известно, что директор «Сообщества потребителей энергии» Василий КИСЕЛЁВ направил вице-премьеру письмо с просьбой распространить на «квотные» проекты предельные величины капзатрат, рассчитанные компанией «Ламайер» для конкурсной части программы модернизации.
СУЩЕСТВЕННЫХ КОРРЕКТИРОВОК НЕ ОЖИДАЕТСЯ
О реакции Минэнерго на последнее обращение потребителей ничего не известно, но представители регуляторов и эксперты сектора склоняются к мысли, что механизм в ближайшее время вряд ли претерпит существенные корректировки, и отбор на 2025 год, намеченный на сентябрь, пройдёт практически по тем же правилам.
«Критиковать можно всё… Не вижу принципиальной необходимости что-либо менять», – сказал журналистам 30 мая глава «НП «Совет рынка» Максим БЫСТРОВ. Он пояснил, что набор критериев для отбора проектов «в ручном режиме», скорее всего, останется прежним. На прошедшем отборе через этот фильтр не смогли пройти большие проекты, в том числе те, которые лоббировали региональные власти. Добавить позицию губернатора в качестве одного из критериев отбора по квоте правкомиссии ранее требовало ТГК-2. «При отборе правительство не учитывало никаких субъективных факторов… Не думаю, что критерии будут заново разрабатываться», – сказал г-н Быстров.
Результат конкурсного отбора позволил сэкономить серьёзные средства, которые, по мнению генераторов, не должны изыматься из отрасли и их следует направить на дополнительный отбор мощности, который может быть проведён в рамках отбора на 2025 год, считает г-жа Панина. «Существенное превышение спроса на модернизацию лучше всего продемонстрировало, что отрасль нуждается в инвестициях и обновлении», – подчёркивает она. Регуляторы уже подтвердили, что невыбранная часть квоты на 2022–2024 годы (600 МВт из 11 ГВт) будет перенесена на 2025 год, когда объём программы вырастет до 4,6 ГВт.
ЭКОНОМИЯ ЕСТЬ, НО ДАЛЬНЕЙШИЕ РАСХОДЫ БУДУТ РАСТИ
Суммарные объёмы капитальных вложений в рамках первого отбора проектов для программы модернизации ТЭС (125,1 млрд рублей) оказались в три раза ниже CAPEX, учтённого в прогнозе (374 млрд рублей), сообщили после заседания правкомиссии в «НП «Совет рынка». Прогноз делался для того, чтобы гарантированно не допустить роста цен на оптовом энергорынке сверх уровня инфляции, поэтому в него закладывался самый дорогой сценарий. При таких условиях учтённые в прогнозе суммарные капвложения в 2022–2024 годах могли составить 374 млрд рублей. 61,6 млрд рублей конкурсного отбора оказались меньше прогноза, а 63,5 млрд рублей по квоте правкомиссии – «несколько дороже уровня, учтённого в прогнозе», пояснили в регуляторе, не уточняя, насколько превышен финансовый прогноз по квоте правительственной комиссии.
В ходе залпового отбора на модернизацию суммарно было распределено 10,4 ГВт, что составляет 26,6% от всего объёма обновления в ценовых зонах. В деньгах на 2022–2024 годы из бюджета программы в 1,7 трлн рублей будет израсходовано лишь 7,35% общей суммы. Однако в дальнейшем темпы расходования средств, вероятнее всего, вырастут, полагают опрошенные эксперты рынка. В рамках КОММод были отобраны самые «дешёвые» проекты, чуть более дорогие в реализации, чем те, которые реализуются за счёт повышения цены КОМ (на 20% к 2025 году; на это из 3,5 трлн рублей «высвобождающихся средств» будет направлено 786 млрд рублей). Логично, что на последующих конкурсных отборах цена будет расти, так как на открытом конкурсе с каждым годом будут оставаться всё более затратные проекты.
В этой связи немаловажным остаётся вопрос локализации производства в России газовых турбин, которые необходимы для «обновления» паросиловых блоков (ПСУ) до парогазовых (ПГУ). Газовые турбины большой мощности не производятся в России. Пока на рынке параллельно прорабатывается два сценария.
«Силовые машины» Алексея МОРДАШОВА намерены разработать собственные ПГУ с нуля (компания является пока единственным претендентом на получение 7 млрд бюджетных рублей в рамках госзаказа на разработку газовых турбин). Возведение ТЭС предполагается вести с помощью механизма ДПМ НГ, который ещё предстоит скорректировать так, чтобы разрешить строительство новой генерации в энергопрофицитных районах. Нерешённость вопросов с конкурсами «Силмаш» не смущает: в конце мая холдинг заявил, что уже выбрал площадку для экспериментальной ТЭС, где будут обкатываться разработки. ТЭС мощностью 1,4 ГВт обойдётся потребителям энергорынка примерно в 100 млрд рублей (которые будут оплачены за счёт «высвобождающихся средств»). Построить её «Силмаш» намерен в Каширском районе Подмосковья на месте выводимых сейчас из эксплуатации мощностей. При этом «Силмаш» по-прежнему отказывается брать на себя риски поломки инновационного оборудования или задержки пусков.
Крупнейшие генераторы полагают, что менее затратно и более перспективно совместно с иностранными партнёрами заниматься локализацией производства газовых турбин на фоне стремительного сжатия мирового рынка такого типа оборудования. В настоящий момент «Интер РАО» находится в переговорах о локализации с GE, а «Газпром энергохолдинг» пытается договориться о том же с Siemens. «Силмаш» активно противодействует таким СП. В частности, в мае стало известно, что Минпромторг и компания г-на Мордашова предлагают правительству увеличить обязательную долю российских участников в этих СП до 75% + 1 акция, что, вероятно, создаст дополнительные сложности генераторам на переговорах с иностранными производителями оборудования. Впрочем, вне зависимости от выбранного властями пути стоимость проектов по замене ПСУ на ПГУ существенно увеличит капитальные затраты энергетиков в рамках программы модернизации. На этом, более отдалённом этапе механизмы отбора, вероятно, потребуют корректировок.
– Принятые в этом году критерии для отбора правкомиссией, на мой взгляд, невозможно будет применять всегда, – полагает Александра Панина. – Потребуется стимулировать качественный технологический скачок в тепловой энергетике – переход на парогазовый цикл. Это просто необходимо для достижения целевого показателя эффективности топливоиспользования. Затраты на переход на парогазовый цикл будут значительно выше, чем затраты на отобранные в этом году проекты. И найти баланс между стоимостью модернизации, её глубиной и нагрузкой на потребителей ещё предстоит в будущем.