13.08.2020 Журнал «Интер РАО» «Энергия без границ, №3 (62)
Несмотря на пандемию, власти наметили перспективные
проекты, но споры об источниках финансирования
продолжаются.
Аномально тёплая зима, перипетии на нефтяном рынке и пандемия COVID-19 вновь актуализировали дискуссию о дальнейших путях развития российской энергетики. Пока потребители, ссылаясь на
возникшие из-за коронавируса проблемы, требуют скидок от
поставщиков энергорынка, власти ревизируют глобальные проекты создания новых точек генерации на востоке страны. Но дополнительных денег внутри сектора нет, предупреждают
регуляторы.
НОВЫЕ ПРОЕКТЫ: В ПОИСКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И РЕСУРСОВ
Дальний Восток в первом полугодии оставался единственной энергосистемой в России, где спрос на электроэнергию продолжал расти, несмотря на погодные аномалии и пандемию. За шесть месяцев потребление в целом по России снизилось на 2,7%, в ОЭС Востока оно выросло на 3,4% относительно января – июня 2019 года.
Причина аномалии в том числе в относительно активном
развитии горнодобывающей отрасли. Один из таких проектов – Баимский ГОК – стал причиной обсуждения на федеральном уровне первой из двух крупных энергостроек, которые теоретически могут быть реализованы за счёт средств ОРЭМ.
Баимский ГОК – медно-золотой проект, реализуемый казахстанской KAZ Minerals (в 2018 году за $900 млн выкуплен у Романа АБРАМОВИЧА и партнёров, среди действующих миноритариев – Роман АБРАМОВИЧ) на Чукотке, потребует около 350 МВт энергомощностей. ГОК должен выпускать 9,5 млн тонн меди
и 16,5 млн унций золота, его пуск запланирован на
2024 год. Инвестиции в проект оценивались в 240 млрд
рублей без внешней инфраструктуры.
Схема энергоснабжения нового предприятия обсуждается с середины 2010-х годов. В марте на совещании у вице-премьеров Юрия БОРИСОВА и Юрия ТРУТНЕВА власти решили остановиться на варианте строительства «Новатэком» плавучей СПГ-станции мощностью 356 МВт в порту мыса Наглёйнын. Её стоимость – 38 млрд
рублей, срок ввода – 2023 год. Глава «Новатэка» Леонид МИХЕЛЬСОН заявил, что управлять станцией после запуска должна «РусГидро». По информации «Коммерсанта», власти решили оплатить расходы на создание СПГ-электростанции через надбавку к цене мощности
на оптовом рынке для Чукотки. С учётом стандартной для ДПМ-доходности в 12–14% суммарный объём возврата для
потребителей приблизится к 100 млрд рублей. При этом тарифы на Дальнем Востоке и так уже субсидируются покупателями ОРЭМ через спецнадбавку с 2017 года. В этом году на выравнивание цен в ДФО до общероссийского уровня соберут 37,6 млрд рублей, из которых
8,85 млрд перечислят на Чукотку.
Второй крупный проект, на который могут потребоваться деньги ОРЭМ, – расширение инфраструктуры в рамках второго этапа развития Восточного полигона РЖД. Речь идёт о расширении пропускной способности БАМа и Транссиба со 120 млн тонн до 180 млн к 2024 году. Сейчас основная проблема проекта в неопределённости экономической ситуации в целом.
Обвал спроса на мировых рынках на фоне пандемии ставит под вопрос способность российских поставщиков обеспечить
50%-ный рост грузопотоков в восточном направлении, значительную часть которых дают добывающие предприятия, в частности угольщики. В рамках развития Восточного полигона РЖД для энергоснабжения тяговых подстанций на БАМе в ОЭС Сибири и Востока потребуется дополнительно 2,4 ГВт мощностей, заявил глава
Минэнерго Александр НОВАК. Помимо «запитки» железной дороги ГЭС позволит решить и чисто энергетические задачи: повысить надёжность энергоснабжения прилегающих территорий и укрепить
связи между двумя энергосистемами.
В качестве базового варианта решения вопроса энергоснабжения Восточного полигона в правительстве выбрали ещё советский проект Мокской ГЭС – створ расположен на реке Витим на севере Бурятии. Построенная здесь ГЭС обеспечит снабжение предприятий Бодайбинского энергорайона в Иркутской области. Стоимость крупной ГЭС пока не называется, ТЭО проекта нуждается в серьёзной актуализации. В 1970-е годы Мокская ГЭС проектировалась с мощностью 2 ГВт, в 1990-е проект перерабатывался – расчётную мощность ГЭС снизили до 1,2 ГВт (с контррегулятором – Ивановской ГЭС (210 МВт)). В кабмине также обсуждались три других сценария, предполагающие строительство угольной и газовой генерации в различных конфигурациях, но ГЭС в итоге была признана базовым.
Вместе с тем источники в секторе говорят, что самой РЖД, ради которой проект и затевается, дополнительные генмощности могут и не понадобиться, энергия необходима предприятиям, которые планируется открывать вдоль БАМа. Так что строительство генерации на стыке ОЭС Сибири и Востока без гарантированного спроса со стороны крупных промпотребителей вряд ли будет
целесообразно.
Сейчас на рынке складывается двойственная ситуация. С одной стороны, рост доли нерыночной составляющей (сейчас на различные надбавки и «особые» механизмы приходится 80% цены мощности и лишь 20% – на цену конкурентного отбора) подталкивает потребителей к строительству собственной генерации. Как и в случае
падения потребления, уходя с ОРЭМ на собственные мощности, крупные потребители увеличивают финнагрузку на остающихся, что по цепочке повышает рентабельность «выхода» из рынка. С другой стороны, к увеличению расходов на энергорынке приводят действия не только энергетиков, но и самих потребителей, отмечают несколько экспертов сектора. Глава «Совета рынка» Максим БЫСТРОВ в июньском интервью «Ведомостям» в качестве примера в первом случае приводит проект «Россетей» по дифференциации тарифа ФСК,
а во втором – Восточный полигон, где «строительство допгенерации в интересах одного потребителя – РЖД – предлагается финансировать за счёт других». Тут, правда, стоит уточнить: собеседники на рынке фактическим бенефициаром проекта полагают всё-таки угольщиков,
которые по планам правительства должны наращивать экспорт на восток по железной дороге.
«Россети» тоже призывают потребителей к ответственности при проектировании своих проектов – избыточное сетевое строительство ведёт к лишним расходам, именно поэтому нужно вводить оплату сетевых резервов, эмоционально рассказал на онлайн-конференции
«Российская электроэнергетика. Преодоление последствий пандемии» замгендиректора по инвестициям, капстроительству и реализации услуг «Россетей» Андрей МОЛЬСКИЙ. В ходе первого этапа расширения Восточного полигона РЖД заявленная дополнительно мощность составила 1 ГВт, второго этапа – 2,5 ГВт.
«Мы все смеёмся, не верим… Это 3,5 ГВт. Мы говорим: «Готовы за резерв заплатить?» Не готовы. Написали отрицательное заключение. И потому что нет закона об оплате резерва, кто будет оплачивать? Все потребители, Василий Николаевич. Это не против кого-то, а за справедливость ради вас, уважаемые потребители», – пояснил позицию «Россетей» по вопросу оплаты резервов г-н МОЛЬСКИЙ, адресуясь к главе «Сообщества потребителей энергии» Василию КИСЕЛЁВУ.
Новый механизм, в теории высвобождающий неиспользуемые сетевые мощности, Минэнерго планирует запустить с 2021 года, когда под оплату будут попадать 10% «резервов», определяемых как разница между подключённой и фактически используемой мощностью. С 2022 года будут оплачиваться 15%, с 2023 года – 20%,
с 2024 года – 60%. О переходе к оплате 100% речи пока не идёт, рассказал ЭБГ заместитель директора департамента
развития электроэнергетики Минэнерго Андрей МАКСИМОВ.
ДЕНЕГ НА НОВЫЕ НАДБАВКИ НЕТ, ХВАТИЛО БЫ НА СТАРЫЕ…
Как и в случае с СПГ-электростанцией, наиболее очевидным способом финансирования строительства Мокской ГЭС выглядит введение очередной надбавки к цене мощности на ОРЭМ. Один из участников обсуждений в правительстве полагает, что вариант строительства СПГэлектростанции и ГЭС (в случае реализации проекта) за счёт новой надбавки чрезвычайно вероятен. Но большинство участников энергорынка считают сценарий дальнейшего повышения финнагрузки на ОРЭМ негативным. Дело в том, что на фоне коронавирусного снижения потребления объём доступных в секторе
инвестсредств (деньги, высвобождающиеся в секторе по мере завершения первой программы ДПМ) может оказаться меньшим, чем рассчитывали регуляторы.
Первым о возникающей финансовой коллизии с «пирогом» ОРЭМ в мае рассказал зампредправления «Совета рынка» Олег БАРКИН. Расчёты доступного инвестресурса проводились исходя из запрета на повышение цен выше уровня инфляции и роста потребления
электроэнергии на 0,5% в год. Снижение спроса в течение хотя бы одного года на 1% изымает 150 млрд рублей, стагнация (фиксация на текущем уровне) в горизонте до 2035 года уменьшает инвестиционную базу на 0,5 трлн рублей.
«Если у нас потребление начнёт стагнировать, объём доступных средств для инвестиций снизится. Это очень неприятная картина. На мой взгляд, надо считать вариант роста потребления «на ноль» и закладывать с запасом. Но опять же никто не знает, сколько продлится вся эта история. Возможно, спрос быстро восстановится и не нужно будет ничего корректировать», – заявил г-н БЫСТРОВ.
«Консервативно» в отношении алармистских прогнозов настроены и генераторы. Объём инвестресурса зависит не только от спроса, но и от инфляции, этот показатель находится «в норме». Коронавирусный спад потребления вряд ли станет долгосрочным трендом, полагает
глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра ПАНИНА, ссылаясь на опыт других стран, раньше вошедших в карантинные ограничения. По итогам мая спрос на электроэнергию
в Китае оказался на 4,3% выше, чем годом ранее, говорит она. После прохождения коронавирусного провала не слишком амбициозный рост потребления на 0,5% в год в горизонте до 2035 года наверняка
может быть обеспечен.
В случае долгосрочной стагнации (спада) потребления властям для удержания энергоцен в пределах инфляции придётся пересматривать нарезку инвестпирога. Из 4,2 трлн рублей на модернизацию ТЭС сейчас заложено 1,9 трлн рублей (с учётом проведённых отборов
с вводами в 2022–2025 годах сумма скорректирована до 1,3 трлн). Претендентов на остающиеся деньги уже достаточно: 400 млрд рублей получат ВИЭ-генераторы, как минимум на 880 млрд претендует «Росатом», средства необходимы на модернизацию дальневосточной
энергетики и субсидирование потребителей ДФО и т. д. Пока суммарные претензии оцениваются в сумму примерно 1,9 трлн из 2,4 трлн рублей, остающихся вне рамок программы модернизации. Но
борьба за ресурсы продолжается. Весной в числе претендентов вновь обозначился «РТ-Инвест», строящий за 56 млрд рублей 335 МВт мусоросжигательных ТЭС. Теперь «Ростех», ВЭБ и «Росатом» хотят построить по той же схеме ещё 25 МТЭС по всей стране, что даже с учётом предложенной 50%-ной скидки обойдётся потребителям ещё в 750 млрд рублей. Теперь к ним добавляется СПГ-электростанция
«Новатэка» и Мокская ГЭС.
В ПОИСКАХ ОПТИМИЗАЦИИ
В этих условиях удовлетворить желания всех претендентов регуляторам вряд ли удастся, даже при совпадении расчётных и реальных параметров инфляции и роста спроса. В начале года вице-премьер Юрий БОРИСОВ поручил министерствам проанализировать ситуацию с надбавками на ОРЭМ и представить предложения по их оптимизации, в том числе за счёт бюджетных средств. Впрочем, в секторе не слишком верят в то, что казна, испытывающая сейчас проблемы с пополнением доходной части, возьмёт на себя дополнительные обязательства. Но тема обсуждается, в числе основных кандидатов на отказ или сокращение финансирования за счёт ОРЭМ пока значатся мусорные ТЭС и проекты ВИЭ-генерации.
Кроме того, власти прорабатывают вопросы перспективного сокращения трат на систему регулируемых договоров (РД) и повышения с 2021 года адресности при начислении «дальневосточных» субсидий, что также должно сократить издержки потребителей.
Так, Госдума намерена принять поправки в федеральное законодательство, закрывающие список из девяти регионов на РД, на осенней сессии, заявил в середине июля глава комитета по энергетике ГД Павел ЗАВАЛЬНЫЙ. «Мы ограничим и по срокам (действия льготного режима. – Прим. ред.), и по количеству (регионов. – Прим.
ред.)», – отметил он. В прошлом году десятым в число льготников пытался попасть Забайкальский край, за преференции для региона боролся врио губернатора региона Александр ОСИПОВ. Но, как следует из слов Максима БЫСТРОВА, эти попытки в итоге удалось отбить, кабмин согласовал закрытие списка из девяти регионов на РД.
Г-н ЗАВАЛЬНЫЙ пояснил, что принятие этого законопроекта будет увязано с принятием поправок в механизм выравнивания энерготарифов на Дальнем Востоке до 2028 года. Эти корректировки, предполагающие сокращение числа льготников на Дальнем Востоке за счёт повышения адресности субсидирования, Минэнерго планировало внедрить уже с 2020 года. Но из-за разногласий
с «региональным» вице-премьером Юрием ТРУТНЕВЫМ,
ратовавшим за сохранение механизма в нынешнем виде, процесс затянулся, на этот год он был продлён без изменений. Сейчас Минэнерго внесло в правительство доработанный вариант. Из перечня получателей дальневосточной субсидии исключат потребителей, относящихся к бюджетной системе, организации ТЭК
и ЖКХ, а также предприятия, занимающиеся добычей драгметаллов и драгоценных камней. В списке льготников останутся потребители на низком уровне напряжения; малый и средний бизнес, подключённый на среднем напряжении; организации, работающие в рамках ТОР и свободного порта Владивосток; а также потребители на сетях среднего и высокого напряжения, реализующие инвестпроекты
с ростом спроса на энергию не менее чем на 10% от уровня 2020 года. До 2028 года указанные категории потребителей смогут рассчитывать на субсидирование тарифов на электроэнергию до среднероссийского уровня (в 2020 году – 5 рублей за 1 кВт•ч). Ранее «Сообщество потребителей энергии» предлагало обрезать список ещё более радикально и оставить в нём только инвестпроекты, одобренные на
региональном уровне и гарантирующие рост потребления энергии. Такое решение могло бы сократить расходы ОРЭМ на поддержку дальневосточных коллег с 37,6 млрд рублей в 2020 году более чем в трое, примерно до 10 млрд. В компромиссном для разных блоков
кабмина варианте расходы сократить столь радикально, очевидно, не удастся. Минэнерго подсчитало сумму, в которую эта надбавка будет обходиться рынку после корректировки механизма, но пока
не раскрывает её.
У ЭНЕРГЕТИКИ ОБНАРУЖИВАЕТСЯ «ВНЕРЫНОЧНЫЙ» ПОТЕНЦИАЛ
На фоне обсуждения инвестиционных лимитов энергорынка у потребителей стали появляться всё более крупные проекты. Причём если раньше при строительстве промгенерации речь всегда шла о сокращения потребления из ЕЭС, то в ситуации с «Роснефтью» и «Интер РАО» проект фактически предусматривает создание параллельной структуры в изолированной зоне, которая в перспективе может стать частью ЕЭС. Весной компании подписали соглашение, которое предусматривает электрификацию полуострова Таймыр для энергоснабжения гигантского нефтегазового проекта «Восток Ойл». Фактически генератор должен будет построить изолированный энергорайон с суммарной мощностью генерации около 2,5 ГВт, что составляет чуть менее половины установленной мощности электростанций во всех изолированных территориях. Но в отличие от строящейся промгенерации для действующих
предприятий, создание мощностей под нужды нового проекта на Таймыре не приведёт к существенному сокращению потребления из ЕЭС.
В течение ближайшего года «Интер РАО» рассчитывает завершить подготовку схемы энергоснабжения, после чего стороны определятся с техпараметрами и схемой финансирования проекта. Эксперты рынка оценивают стоимость создания 2,5 ГВт генерации на попутном газе
примерно в 175–200 млрд рублей, которые будут изыскиваться инициаторами проекта самостоятельно. Денег с ОРЭМ целевой проект не получит, финансовые возможности «Интер РАО», которая скопила на счетах более 200 млрд рублей, и «Роснефти» выглядят вполне достаточными.
«Внерыночный» генпроект «Интер РАО» в Арктике параллельно способен решить и ещё одну актуальную для сектора задачу – создания в России производства современных и эффективных газовых турбин. Планируемые на Таймыре мощности могут оказаться достаточными для выхода в зону рентабельности проекта
локализации газотурбинных установок GE, являющегося давним партнёром «Интер РАО». Локализация уже разработанных иностранными специалистами образцов ГТУ пока выглядит более перспективным путём, чем собственно российские разработки. «Силовые машины» Алексея МОРДАШОВА обещают представить свои
варианты этого оборудования мощностью 65 МВт и 170 МВт к 2023–2024 годам. Проект ГТД-110М, в котором наряду с «Интер РАО» участвовали «Роснано» и «Ростех», фактически завершён. «Ростех»
заявил о готовности развернуть серийное производство уже в этом году. Но на пути ГТД-110М к покупателю пока есть два препятствия: технико-коммерческое предложение «Ростеха» даёт отрицательный финансовый результат использования этой турбины, а гарантийные сроки существенно хуже, чем у импортных ГТУ.
Обсуждающиеся крупные генпроекты в Сибири и на Дальнем Востоке в теории приближают исполнение давней идеи сектора о присоединении ДФО к ценовым зонам ОРЭМ. Разговоры об этом активизировались после сделки по обмену активами между «РусГидро» и СУЭК. В результате размена долей в дальневосточных энергокомпаниях структуры Андрея МЕЛЬНИЧЕНКО получили Приморскую ГРЭС и Лучегорский угольный разрез, обеспечивающий её топливом. СУЭК стал вторым игроком в регионе, где «РусГидро» до сих пор являлось монополистом. Но вокруг одной ГРЭС невозможно построить рынок, сделка лишь создаёт теоретические предпосылки для развития ситуации, отмечают наблюдатели. Следующим шагом на пути к интеграции могло бы стать укрепление сетевых связей, подкреплённое новыми генмощностями в рамках развития Восточного полигона РЖД. Но для этого властям необходимо определить перечень промпроектов, которые могут быть реализованы в зоне БАМа, и утвердить источники финансирования новых строек.