07.06.2021 Энергия без границ № 2 (67) май – июнь 2021
В отрасли нет сомнений: традиционная генерация, очевидно, ещё много лет будет оставаться базовой для российской энергетики. Тем важнее, насколько результативной будет попытка властей создать собственное производство мощных газовых турбин – наиболее рентабельных и экологичных установок в топливной генерации. Одновременно состоялся отбор на шестой год 10-летней программы модернизации ТЭС, и в отрасли звучат предложения о корректировках условий конкурса на финальном этапе. «Энергия без границ» попросила экспертов сектора оценить результаты прошедших отборов.
АЛЕКСЕЙ ФАДДЕЕВ, ЗАМЕСТИТЕЛЬ РУКОВОДИТЕЛЯ ОТДЕЛА СПЕЦИАЛЬНЫХ ПРОЕКТОВ ИНСТИТУТА ПРОБЛЕМ ЕСТЕСТВЕННЫХ МОНОПОЛИЙ (ИПЕМ)
Что касается самого отбора КОММод-ПГУ, квоты распределены, проблем в том, что они выбраны за два, а не за три года, нет. Но и специализация трёх генераторов на трёх типоразмерах также не представляется значимым результатом. Более важными представляются следующие вопросы: смогут ли производители оборудования и генкомпании реализовать проекты в срок? Будут ли газовые турбины соответствовать заявленным показателям по эффективности и надёжности? Опыт реализации проекта ГТД110/ГТД-110М показывает, что ответ на эти вопросы далеко не очевиден.
Ранее представители сектора говорили о том, что минимальный заказ на 10 лет для рентабельности производства газовых турбин составляет не менее 10 единиц. При таком подходе отобранных объёмов явно недостаточно. Теоретически производители могут осуществлять поставки турбин на другие рынки. Например, рассматривается установка ГТД-110М на ТЭС в Тамани (сейчас «Ростех» переконфигурировал проект). Или можно экспортировать турбины в страны ближнего зарубежья. Но вряд ли эти рынки смогут создать достаточный спрос. Что касается базовых, конкурентных сегментов ОРЭМ (КОМ + РСВ), то там газовые турбины вряд ли найдут свою массовую нишу, учитывая избыток мощности на ОРЭМ.
Что касается общего модернизационного отбора, то стоит отметить, что проекты обновления стали несколько более масштабными ещё в рамках предыдущего конкурса на 2026 год. В рамках КОММод-2026 14 из 15 проектов предполагают полную замену паровых турбин, в этот раз – 19 из 21. Для сравнения, в рамках КОММод-2025 (с учётом квоты правкомиссии) только 11 проектов из 41 предполагали полную замену паровой турбины.
Если и корректировать программу модернизации в пользу ТЭЦ, то нужно не делать новые «костыли», а менять изначальные условия, которые настроены в пользу модернизации ГРЭС. Так, для участия в КОММод по линии модернизации турбинного оборудования действующий объект генерации при давлении острого пара сверх 10 МПа и мощности сверх 350 МВт должен набрать всего 100 тысяч часов наработки. Для объектов генерации с давлением острого пара сверх 10 МПа и мощностью менее 350 МВт требуется уже 220 тысяч часов, а для объектов с давлением острого пара менее 10 МПа – 270 тысяч часов (пункт 268 Правил ОРЭМ).
Очевидно, что это условие сдерживает участие ТЭЦ в КОММод. В идеале нужно менять всю логику КОММод. В текущем виде этот механизм стимулирует выполнение проектов, которые дёшевы, но не обеспечивают значимого повышения эффективности ТЭС. Если стоит цель именно повышения эффективности ТЭС, то нужно включить в критерии отбора проектов снижение удельного расхода условного топлива. Тогда проекты по сооружению ПГУ станут конкурентоспособными в рамках КОММод без каких-либо квот. Немаловажно, что массовый ввод ПГУ приведёт к снижению углеродного следа российской электроэнергии, что крайне важно в условиях ввода Евросоюзом трансграничного углеродного регулирования.
АЛЕКСАНДРА ПАНИНА, ПРЕДСЕДАТЕЛЬ НАБЛЮДАТЕЛЬНОГО СОВЕТА «СОВЕТА ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ», ЧЛЕН ПРАВЛЕНИЯ «ИНТЕР РАО»
Несмотря на то, что КОММод проводился уже на шестой год начала поставки из запланированных 10, на конкурсе продолжает сохраняться высокая конкуренция. На 4 ГВт квоты КОММод-2027 суммарно было подано ценовых заявок более чем на 7 ГВт. Примечательно, что начальная цена отбора (заявка с наименьшей ценой) в этом году составила 1750 рублей за 1 МВт.ч. А на КОММод-2026 показатель составлял 1796 рублей. То есть стартовая цена на отборе ниже прошлогодней. На мой взгляд, это говорит о высоком уровне конкуренции на рынке: участники снижают свои расценки даже по сравнению с уровнем предыдущего года, чтобы проект прошёл отбор. Это подтверждает важность и целесообразность конкурсного механизма как такового.
При этом следует подчеркнуть, что средневзвешенная одноставочная цена на КОММод-2027 оказалась ниже текущей одноставочной цены ОРЭМ: на прошедшем сейчас отборе она составила 1975,76 рубля за 1 МВт.ч, тогда как одноставочная цена ОРЭМ в 2020 году составила около 2,4 тысячи рублей за 1 МВт.ч. В прошлом году средневзвешенная цена отбора была ниже чуть менее чем на 4% – 1968 рублей. То есть если бы генераторы на ОРЭМ (или по свободным договорам) имели возможность продавать модернизированную мощность по одноставочной цене ОРЭМ, то дополнительных механизмов гарантирования инвестиций (ДПМ) для модернизации, вероятно, и не потребовалось бы, так как все расходы укладываются в текущую одноставочную цену рынка.
Ещё отмечу, что на прошедшем конкурсе заметно увеличилась доля теплофикационного оборудования. 14 проектов общей мощностью 1774 МВт, или 42%, – это доля ТЭЦ на КОММод-2027. При отборе на 2026 год доля ТЭЦ составила менее 20%. Это важный момент, так как ранее уже обращали пристальное внимание на факт небольшой доли теплогенерации в прошедших отборах, и вот сейчас мы увидели изменения – и в количестве проектов, и в объёмах. Ещё один обсуждавшийся экспертами нюанс: ранее на конкурсах побеждали проекты преимущественно больших типоразмеров. Отбор проходили крупные блоки по 800 МВт, сейчас такие проекты тоже есть, но их доля существенно сократилась. Из 21 проекта, отобранного на КОММод-2027, 17 имеют малый типоразмер – менее 300 МВт. В предыдущие годы доля таких проектов была в районе 25–30%, сейчас – больше половины.
Кроме того, на последнем отборе проявилась региональная специфика. Из 13 регионов, в которых пройдёт обновление оборудования, значительные объёмы приходятся на столичные регионы – Москву, Санкт-Петербург и Ленинградскую область. На шесть проектов в этих субъектах пришлась почти четверть квоты – 863 МВт. При отборе проектов с использованием газовых турбин также был отмечен достаточно высокий уровень конкуренции. В финальном этапе на 1,61 ГВт квоты было подано в два с лишним раза больше ценовых заявок – почти 3,7 ГВт. Квота оказалась выбрана полностью и максимально точно: из 1610 МВт разыграно 1605 МВт. Это говорит о том, что Минэнерго России предельно тщательно изучило потребности машиностроителей и генераторов, так что заявки суммарно очень точно попали в предоставленную квоту.
Особо ценно, что оборудование в рамках отобранных проектов будет произведено на российских предприятиях с высокой степенью локализации. Средневзвешенная цена отбора на КОММод-ПГУ с учётом поданных заявок, по нашим расчётам, составила около 3615 рублей за 1 МВт.ч. Если сравнивать одноставочную цену по разным типам генерации, то самой дешёвой оказывается «старая» мощность, которая продаётся дешевле 2 тысяч рублей – за 1,6–1,7 тысячи рублей за 1 МВт.ч. Модернизированная мощность в среднем обходится чуть дороже 2 тысяч рублей, одноставочная цена ОРЭМ, напомню, – 2,4 тысячи за 1 МВт.ч, тот же показатель для ПГУ-проектов в рамках первой программы ДПМ при старом курсе валют составляет 2,5 рубля. Остальная генерация обходится существенно дороже. На этом фоне цена проектов с отечественными газовыми турбинами, сложившаяся всего на 50% выше текущей одноставочной цены ОРЭМ, по моему мнению, является конкурентной. Строительство любого другого типа генерации, по нашим расчётам, обойдётся дороже. Конкуренция на конкурсе вынуждала участников подавать сдержанные заявки, что и привело к формированию достаточно конкурентных показателей в отрасли.
Цена проектов с отечественными газовыми турбинами, сложившаяся всего на 50% выше текущей одноставочной цены ОРЭМ, является конкурентной. Строительство любого другого типа генерации, по нашим расчётам, обойдётся дороже.
НИКОЛАЙ ПОСЫПАНКО, РУКОВОДИТЕЛЬ НАПРАВЛЕНИЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГОРЫНКОВ VYGON CONSULTING
Показатели эффективности по итогам конкурса отечественных ин — новационных ПГУ составили 3,5–3,9 рубля на 1 кВт.ч, почти в два раза превысив уровни общего отбора на 2027 год в первой «газовой» ценовой зоне. Несмотря на то, что мощности в заявках генераторов в семь раз превысили квоту, конкурентного давления на цены оказалось недостаточно. Вообще, в условиях лимитов для каждого из «авторизованных» типоразмеров отечественных газовых турбин, когда приоритетом выбрано освоение технологий, серьёзная конкуренция в заявках была бы маленьким пасхальным чудом.
Более того, исходя из предварительных результатов конкурса (опубликованы только успешно прошедшие отбор заявки), можно предположить, что победители и не соревновались между собой – каждый выбрал свой тип турбин. По предварительным оценкам, кВт мощности ПГУ будет стоить около 65–70 тысяч рублей в текущих ценах – то есть недалеко от price-cap и на одном уровне для проектов 100 и 900 МВт. Общие капвложения по итогам отбора инновационных турбин составят около 105–110 млрд рублей – почти в два раза выше, чем инвестиции в обновление 4,2 ГВт по основной квоте на 2027 год.
Интересно, что правительственная комиссия в 2019 году в достаточно «камерных» условиях смогла законтрактовать 1 ГВт ПГУ по 2,1–2,3 рубля за 1 кВт.ч. По нашим оценкам, именно на таких уровнях лучшие надстройки газовыми турбинами начинают вы — игрывать у проектов, продлевающих ресурс паросиловых блоков. Но в конкурентном КОММод, где разыграно уже 21 ГВт мощностей на 2022–2027 годы, показатели эффективности газовых ТЭС не превышали 2,1 рубля за 1 кВт.ч, пока ни одной газовой турбины не зафиксировано.
Девяти газовых турбин общей мощностью 1,1 ГВт к 2028 году объективно мало, чтобы говорить о запуске отечественной отрасли как о состоявшемся факте. Но низкие квоты – это современная реальность госпрограмм поддержки инвестиций, вынужденных принимать во внимание стагнирующий спрос и растущую нагрузку на потребителей. Не исключено, что нас ждёт решение о новых объёмах поддержки вводов для ПГУ, но и без него твёрдые контракты на газовые турбины должны стимулировать производителей оборудования наращивать портфель заказов, в том числе на более гибких условиях. Надеемся также, что программа КОММод-ПГУ и восстановление компетенций отечественных изготовителей создадут условия для разработки турбин безуглеродной энергетики, работающих как на метано-водородной смеси, так и на чистом водороде. Если внешний спрос в сегменте газовых турбин классов E, F, для которых запущена господдержка, скорее всего, ограничится странами-сателлитами при условии экспортного финансирования, то работающая водородная турбина может составить конкуренцию Siemens, GE, Mitsubishi на растущем глобальном рынке климатически нейтральной энергетики. Не секрет, что Минэнерго ожидало кратно больших вложений в отрасль в результате программы модернизации, и одним из вариантов поднять инвестиции является дополнительное стимулирование проектов ПГУ. Другая по-прежнему нерешённая проблема – низкая доля ТЭЦ в отборах, хотя в конкурсе на 2027 год «Газпром энергохолдинг» и попытался доказать обратное, проведя через отбор, возможно в ущерб доходности, семь проектов ТЭЦ мощностью 1,1 ГВт. Очевидные механизмы, чтобы это исправить, – отдельные квоты для ТЭЦ и ПГУ: они позволят расширить охват КОММод в секторе когенерации, поднять топливную эффективность электроэнергетики и создать приятный энергомашиностроителям устойчивый внутренний спрос на газовые турбины. Но дробление квоты снизит общий уровень конкуренции в отборах и потенциально поднимет нагрузку для потребителей. Поэтому требуется более сбалансированное и точное решение по стимулированию когенерации и роста топливной эффективности. Опций тут достаточно много, и не в последнюю очередь можно рассмотреть учёт потенциальной платы за углерод при сравнении проектов. Например, если учитывать плату за выбросы парниковых газов электростанциями по европейским ставкам, это даст проектам перевода на ПГУ при приросте КПД на 12 п. п. преимуществ примерно в 0,5 рубля на 1 кВт.ч.
Девяти газовых турбин общей мощностью 1,1 ГВт к 2028 году объективно мало, чтобы говорить о запуске отечественной отрасли как о состоявшемся факте. Но низкие квоты – это современная реальность госпрограмм поддержки инвестиций, вынужденных принимать во внимание стагнирующий спрос и растущую нагрузку на потребителей.
БОРИС ЛИВШИЦ, НАЧАЛЬНИК УПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОНКУРЕНТНОГО ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ АССОЦИАЦИИ «НП СОВЕТ РЫНКА»
Состоялся долгожданный отбор проектов модернизации, предполагающих переход к парогазовому циклу за счёт установки газовых турбин, относимых к образцам инновационного энергетического оборудования. Хотелось бы немного напомнить историю подготовки к проведению этого отбора и объяснить его «долгожданность». Решение о необходимости проведения такого отбора было принято Правительством РФ почти год назад (постановление Правительства от 29.06.2020 № 948).
Изначально проведение отбора было запланировано на 1 сентября 2020 года. При этом для проектов с инновационными ГТУ было установлено отдельное значение предельных капитальных затрат на весь проект – 70 тысяч рублей за кВт. Однако подобная оценка капитальных затрат критиковалась как потенциальными производителями энергетического оборудования, так и представителями генерирующих компаний как недостаточная для проектов с турбинами малого типоразмера (до 80 МВт) и недостижимая за счёт ограничений на стоимость конкретных мероприятий по модернизации для проектов с турбинами средней и большой мощности.
Результатом дискуссий, проходивших и в «Совете рынка», и на совещаниях в различных министерствах, стало решение привлечь консультанта (ООО «Трактебель инжиниринг», ранее – «Ламайер Интернациональ Рус») для дополнительной оценки стоимости мероприятий по модернизации генерирующего оборудования с переходом на ПГУ, а также четырёхкратный перенос сроков проведения отбора (с сентября на октябрь, затем на декабрь 2020 года, апрель и май 2021 года). Компромиссным решением, позволившим, наконец, провести отбор, стало повышение предельного уровня затрат для проектов с малыми турбинами и увеличение предельных коэффициентов, применяемых к типовым затратам, для некоторых мероприятий по модернизации, связанных с реализацией проектов ПГУ.
Предварительные результаты, опубликованные АО «СО ЕЭС» по итогам проведённого отбора, с одной стороны, не являются сильно неожиданными. Так, например, представители ПАО «Интер РАО» в процессе обсуждений не скрывали свой интерес к турбинам большой мощности. С другой стороны, отбор прошли все типоразмеры газовых турбин, притом что перед проведением отбора в этом были некоторые сомнения.
Положительным моментом также является наличие среди участников и тем более среди победителей отбора разных, не связанных между собой генерирующих компаний. Кроме того, общий объём поданных на отбор заявок составил 3650 МВт, что значительно превышает отбираемый объём и свидетельствует о достаточном уровне конкуренции, по крайней мере среди поставщиков оптового рынка. Однако «Совет рынка» не располагает информацией о технической стороне заявленных проектов, в частности оборудование каких производителей предполагается к использованию. Достаточность конкуренции среди производителей оборудования – возможно, отдельная тема для обсуждения.
Отсутствие отобранных проектов во второй ценовой зоне в целом тоже не представляется удивительным или необъяснимым фактом. Пока в ОЭС Сибири доступность газа для развития технологий ГТУ довольно ограниченная. В этой связи в базовых вариантах расчётов в прогнозах «Совета рынка» предполагалось, что отбор инновационных ГТУ влияет только на первую ценовую зону.
Сейчас мы слышим много различных предложений на тему «А что же делать дальше?». Например, для усовершенствования механизма модернизации предлагается и расширение квоты за счёт «предыдущей экономии» для дополнительного отбора инновационных ГТУ, и выделение отдельной квоты ТЭЦ в рамках «обычных» отборов модернизации, и учёт при проведении отбора «общесистемного эффекта» в виде влияния ПГУ на цены РСВ. Все эти предложения, безусловно, заслуживают детального обсуждения и рассмотрения, но вместе с тем представляются не совсем очевидными.
В частности, необходимость проведения дополнительного отбора инновационных ГТУ объяснялась в первую очередь тем, что для отработки технологий и привлечения заказчиков производителям оборудования необходимо наличие работающего, то есть запущенного в эксплуатацию, образца газовой турбины. Представляется, что отобранные проекты позволят решить указанную задачу и создадут необходимый для производителей референс. Таким образом, не очень понятна цель проведения отдельных дополнительных отборов проектов инновационных ГТУ.
Нелишним будет напомнить и о значительном объёме «льгот» в отношении инновационных ГТУ на оптовом рынке: сниженных требованиях по готовности оборудования, возможности изменения даты начала поставки мощности по инициативе поставщика. Наличие такого объёма льгот и особых условий для большого количества генерирующих объектов неизбежно приведёт к снижению надёжности и необходимости дополнительного резервирования в энергосистеме. В дискуссии о необходимости разделения отбора проектов модернизации между ТЭС и КЭС, например о выделении отдельной квоты в отборе для ТЭС, модернизация которых экономически уступает модернизации КЭС, также нет очевидного ответа.
С каждым следующим отбором актуальность такой проблемы снижается, в частности за счёт того, что большая часть КЭС уже так или иначе прошла отбор. Например, на этом отборе на 2027 год две трети отобранных проектов – это ТЭС (42% в объёмных долях). В целом хочется отметить, что механизм модернизации, безусловно, не является идеальным рыночным механизмом и может быть улучшен. Но вместе с тем это конкурентный механизм, достигающий своей основной цели – формирования у поставщиков долгосрочных обязательств на 16 лет по поставке мощности за минимальный дополнительный платёж.