22.11.2021 Энергия без границ
Климатическая повестка и ошибки прошлого подталкивают к корректировке рынка мощности.
Российский энергорынок, не прожив и трёх лет после внесения последних значительных поправок в механизм конкурентного отбора мощности (КОМ), снова обсуждает его корректировку. В июле Минэнерго предложило обсудить модель двухэтапного конкурса, потом зашла речь о сокращении горизонта планирования. Однако вскоре стало понятно, что одними сроками дело не ограничится – у всех сторон процесса (энергокомпаний, потребителей, регуляторов) есть свой взгляд на то, каким должен стать рынок мощности.
В итоге правительство перенесло отборы, официально дав сектору около года на дискуссию. Спектр обсуждаемых корректировок небывало широк: начиная с привычного спора об объёме резервов и заканчивая новыми темами участия в КОМ зелёной генерации и учёта каким-либо образом углеродного следа. С началом работы в России энергорынка КОМ проводился на год вперёд, первый отбор прошёл в 2010 году. В конце 2012 года планировался первый долгосрочный отбор – пятилетний, но в реальности обсуждения затянулись, и долгосрочный конкурс – уже четырёхлетний – был введён в 2015 году. При этом регуляторы поменяли механизм отбора, введя зависимость цены от спроса на мощность.
В 2019 году вместе с одобрением программы модернизации тепловых электростанций (ТЭС) кабмин одобрил увеличение сроков КОМ до шести лет и повысил его цены. Как пояснялось, это было сделано для того, чтобы увеличить горизонт планирования для генерирующих компаний, которые за счёт прогнозируемых доходов смогут увеличить инвестиции в обновление мощностей за рамками программы модернизации. По расчётам Минэнерго, эта мера позволяла обновить до 100 ГВт генерации.
В 2021 году очередные корректировки в механизм отбора мощности спровоцировала ситуация, начавшаяся в 2017 году. Тогда в ходе КОМ на 2021 год сложился высокий уровень спроса в Сибири, и цена на мощность, которая росла на 0,1–2,4% в отборах на три предыдущих года, в этот раз увеличилась на 18,3%. Однако РУСАЛ, который обеспечил значительную часть прироста спроса, перенёс сроки реализации некоторых своих проектов, и в итоге фактический уровень потребления оказался меньше запланированного. При этом, согласно действующим правилам, цены пересмотру не подлежат. Чтобы избежать подобных ситуаций и повысить точность отбора, Минэнерго в июле 2021 года выдвинуло идею двухэтапного КОМ, в котором долгосрочный отбор дополнялся бы краткосрочным – за год-два до года поставки. Предложение поддержали потребители, но генераторы выступили против, указав на слишком короткий срок планирования. Буквально через два месяца в министерстве заявили просто о сокращении времени отбора.
В конце октября вышло постановление правительства, сократившее сроки КОМ до четырёх лет и сроки отбора проектов модернизации ТЭС (КОММод) – до пяти лет. Этим же постановлением премьер-министр Михаил МИШУСТИН поручил Минэнерго представить предложения по совершенствованию механизмов КОМ и КОММод в срок до 1 января 2023 года. к разговору о сущностных изменениях на энергорынке участников и регуляторов начала подталкивать климатическая повестка.
После публикации летом Еврокомиссией параметров трансграничного углеродного регулирования дискуссия стала более предметной и оживлённой. Источник в одном из регуляторов говорит, что утверждённые новые сроки КОМ и КОММод понадобились затем, чтобы отложить пока отборы и разработать более глобальные корректировки. По его словам, прежде всего речь идёт об учёте в рынке мощности новых экологических требований, хотя нет ясности, как именно; второй момент – возможность участия в КОМ зелёной генерации, в том числе построенной по ДПМ ВИЭ. Однако источник «Энергии без границ» в правительстве отмечает, что обсуждаются более конкретные и менее масштабные вопросы. КОМ, действительно, решили сократить и решение утвердили, а донастройка коснётся прежде всего программы модернизации тепловой генерации. Два ключевых вопроса в этом свете – обновление ТЭЦ и проекты с использованием российских газовых турбин. По его словам, проекты ПГУ на российском оборудовании не планируется ограничить теми пятью, что были отобраны на 2027–2028 годы. Технология востребована, в том числе и как более экологичная, а созданное Каждые 8,5 рабочего часа принимается одно изменение в базовые документы, регулирующие работу рынков электроэнергии и мощности в России производство газовых турбин надо будет загружать.
В ходе «Российской энергетической недели» глава Минэнерго Николай ШУЛЬГИНОВ заявил, что программа модернизации ТЭС будет продолжена после 2031 года в части когенерации и парогазового цикла на прежних условиях (за счёт средств ОРЭМ). По его словам, это необходимо для повышения эффективности и снижения углеродного следа российской генерации. Концептуально на рынке согласны с тем, что надо менять паросиловое оборудование на парогазовое, но дьявол, как всегда, в деталях. В данном случае – в сроках.
Как прокомментировал «Энергии без границ» первый заместитель генерального директора «Татэнерго» Айрат САБИРЗАНОВ, европейские требования по сокращению выбросов СО2 уже сейчас следует учитывать при реализации программ в российской энергетике, в частности в рамках КОММод развивать проекты перехода на парогазовый цикл. «Уже со следующего года надо отбирать в рамках КОММод только ПГУ. В России производят газовые турбины средней мощности, 60–70 МВт, они не локализованы на 100%, но в условиях конкурса можно прописать график локализации или снизить часть требований», – сказал г-н САБИРЗАНОВ.
С ним согласны ещё несколько собеседников в отрасли. Они поясняют, что угольная генерация неизбежно уйдёт как минимум из первой ценовой зоны и на Дальнем Востоке, вкладываться в обновление ПСУ уже нет смысла. Газовые ТЭС тоже со временем будут уступать свои позиции, и если сейчас ПГУ является эффективной технологией, то за горизонтом 2031 года ситуация может измениться, поэтому нельзя откладывать такие проекты на несколько лет. Отвечая на вопрос о достаточности финансовых ресурсов, топ-менеджер одного из крупных генераторов отметил, что средства, вероятно, найдутся, «в секторе все понимают, что разворот в сторону низкоуглеродной генерации неминуемо отразится на энергоценах».
Председатель набсовета «Совета производителей энергии», член правления «Интер РАО» Александра ПАНИНА в конце октября на конференции «Совета рынка» в своей презентации отмечала, что «энергопереход должен финансироваться не через очередные надбавки ОРЭМ, а посредством двусторонних договоров и специализированных фондов и финансовых институтов». Потребители подчёркивают, что траты не должны идти впустую на проекты, не учитывающие новые экологические требования, поэтому необходим пересмотр текущих инвестиционных программ в электроэнергетике, в том числе программы модернизации ТЭС.
В кулуарах «Российской энергетической недели» г-жа ПАНИНА поясняла журналистам, что в рамках корректировки программы модернизации обсуждается введение дополнительных критериев в КОММод, например снижение выбросов СО2 в результате реализации проектов.
В свете текущих обсуждений интересно, что утверждённая в начале ноября Низкоуглеродная стратегия РФ, предполагающая достижение углеродной нейтральности в стране к 2060 году, в целевом (он же интенсивный) сценарии не предусматривает отказа от угольной генерации. Согласно этому сценарию, будут развиваться ПГУ, атомные и гидроэлектростанции, ВИЭ, при этом «максимально используется потенциал снижения эмиссии парниковых газов в угольной энергетике, в том числе за счёт полного перехода на наилучшие доступные технологии, поддержки инновационных и климатически эффективных технологий сжигания угля, повсеместного замещения низкоэффективных котельных объектами когенерации, широкого стимулирования развития и применения технологий улавливания, использования и захоронения парниковых газов». Собеседники издания в двух энергокомпаниях сокрушаются, что сохранение угольной генерации может уже в этом десятилетии негативно сказаться на российских экспортёрах. Однако оба соглашаются с тем, что в части регионов, прежде всего в сибирских, где сейчас нет трубопроводного газа, быстро решить вопрос замены угольных электростанций не получится.
Как будто бы логичный вопрос масштабного наращивания ВИЭ-генерации в российском энергосекторе фактически не обсуждается. Профильные зелёные ассоциации, конечно, говорят об этом, но дальше дело не идёт. Во многом это обусловлено ожиданием решения европейских регуляторов о включении либо невключении АЭС и больших ГЭС в зелёную таксономию. ЕС должен определиться в конце года, и, если решение будет положительным, оно значительно поддержит Россию, в энергосистеме которой доля АЭС и ГЭС в общем балансе мощности составляет 32,6% (по данным «Системного оператора» на сентябрь 2021 года). Доля ветровых и солнечных электростанций при этом составляет 1,34%. К 2035 году в результате реализации обеих программ ДПМ ВИЭ доля ВЭС, СЭС и малых ГЭС может вырасти примерно до 5%.
Но на этом фоне в кулуарах РЭН-2021 участники форума говорили о том, что драйвером развития ВИЭ в России могут стать потребители электроэнергии, причём не только крупные и средние, но и те, кто может установить объекты микрогенерации. Многие промпотребители просчитывают для себя проекты строительства зелёной генерации, ведут соответствующие консультации, хотя до реализации мало кто доходит. Собеседник в российской компании – производителе ВИЭ-оборудования пояснил, что пока собственная зелёная генерация предприятиям кажется дорогой и за рамками спецпрограммы поддержки сектор развивается слабо. Источник в крупной металлургической компании отметил, что сейчас такие проекты сложно окупаемы и нуждаются в поддержке в виде льготных кредитов или субсидирования процентной ставки. Это обосновано, так как в России немалая часть затрат при строительстве зелёных электростанций приходится на стоимость финансирования, схемы выдачи мощности, соблюдение условий для получения разрешительной документации. Представители компаний – потребителей энергии также отмечают, что просчитывают для себя проекты с использованием импортного, а не российского оборудования – завезти солнечные панели или ветроустановки из того же Китая гораздо дешевле. В любом случае рынок далёк от мнения, что распределённая зелёная генерация достигнет значительных объёмов в энергосистеме в среднесрочной перспективе.
В сентябре началось обсуждение перспектив участия в конкурентном отборе мощности объектов ВИЭ. Инвестиционного ресурса ДПМ это, конечно, не принесёт, но с учётом постепенного снижения капзатрат на строительство зелёной генерации может быть востребовано в том числе потребителями.
Противники этой идеи поясняют, что ВИЭ по сути не имеют мощности для участия в КОМ – они не могут, как другие виды генерации, увеличить или снизить нагрузку по команде «Системного оператора». Но этот вопрос можно решить, поменяв систему регулирования, говорит источник в ВИЭ-генераторе. По его словам, зелёные мощности должны быть в начале цепочки ВСВГО, и тогда они будут резервироваться другими типами генерации.
В связи с темой участия ВИЭ в КОМ также встаёт вопрос о переходе на одноставочную модель рынка электроэнергии и мощности. К «одноставке» ведёт и предложение предправления «Совета рынка» Максима БЫСТРОВА привязать уровень оплаты мощностей к показателю их загрузки (КИУМ), говорит источник в отрасли. «Мы хотим, чтобы рынок мощности был устроен таким образом, чтобы интенсивно работающее оборудование получало больше денег», – сообщил г-н БЫСТРОВ в сентябре на конференции «Совета производителей энергии». Детальной информации пока нет, новации, вероятно, можно будет внедрить при изменении механизма КОМ. Однако в кулуарах форумов и конференций собеседники в регуляторах очень аккуратно говорят об одноставочной модели – её можно будет рассмотреть вместе со всеми другими вариантами модернизации рынка, но в воплощение её в жизнь они сейчас не верят. Ещё одна обсуждаемая тема, в масштабное развитие которой пока слабо верят на рынке, – это свободные двусторонние договоры (СДД) за пределами темы зелёных сертификатов и покупки энергии ВИЭ-генерации.
Как отмечала Александра ПАНИНА на конференции «Совета рынка», СДД в России сейчас не востребованы из-за отсутствия волатильности на энергорынке и действующих правил (сделки в обеспечение работы рынка делают СДД экономически нецелесообразными). Свободные договоры, конечно, могут решить несколько проблем, среди которых привлечение инвестиций и уровень загрузки станций, но риски с точки зрения властей гораздо выше. Сколько бы нареканий не вызывал ОРЭМ, всё же он хорошо выполняет задачу погашения волатильности цен, а во властных коридорах это считают важным. Да и если в прошлом году потребители ставили в упрёк генераторам и регуляторам небывало низкие котировки на рынках электроэнергии зарубежных стран, то на фоне рекордных цен этого года в энергосекторе того же Евросоюза упрёки исчезли.
Помимо перечисленных тем, так или иначе звучащих в отрасли в связи с климатической повесткой, разговор о корректировках в работе российского энергорынка обострил давнюю дискуссию о планировании развития ЕЭС и об уровне резервирования. Точность прогнозирования в электроэнергетике легко измеряется в миллиардных инвестициях энергокомпаний и платежах потребителей. Иерархия долгосрочного планирования в отрасли простая: регионы формируют региональные схемы развития, а на уровне «Системного оператора» и Минэнерго РФ рассчитываются и утверждаются федеральные схемы и программы.
Проблемой прежде всего является региональный уровень. Завышение объёмов энергетического строительства уже стало притчей во языцех, а построенные и невостребованные энергообъекты никого не удивляют. Между тем эти объекты оплачиваются через платежи потребителей электроэнергии.
На РЭН-2021 глава Минэнерго Николай ШУЛЬГИНОВ представил очередное решение проблемы. Надо отметить, что за все годы обсуждения отрасль в целом договорилась, что планирование должно быть централизованным, но вот какая компания или какой регулятор станет таким центром – отдельный и, как оказалось, самый важный вопрос, потому что на нём всё и застопорилось.
Николай ШУЛЬГИНОВ, повторив, что перспективное планирование в электроэнергетике должно быть централизовано, отметил также, что зачастую необходимости в коммерческой деятельности проектных институтов в этой области нет: «Часть системы перспективного планирования работает на коммерциализацию этой деятельности. Ряд проектных институтов реализуют несогласованные разработки расчётных моделей, что приводит к дисбалансам и диспропорциям».
«Процесс перспективного планирования должен быть централизован на уровне одной из самых высокотехнологичных компаний, которая обладает расчётными моделями как для перспективного планирования, так и для текущей деятельности, – «Системного оператора», – заявил министр. По его словам, в новой системе перспективного планирования важно принимать оптимальные решения – не избыточные и не упрощённые.
«Я бы вступил в спор с теми, кто хотел бы ставить коммерцию во главе всей системы планирования», – подчеркнул г-н ШУЛЬГИНОВ. Традиционно против назначения «Системного оператора» главным по планированию выступают в части регионов, а также в электросетевом госхолдинге «Россети» – при разных руководителях компания сама несколько раз пыталась взять в свои руки не только планирование, но и все функции «Системного оператора».
Так как споры идут давно, неясно, станет ли нынешний виток дискуссии окончательным. При этом отдельно встал вопрос, который раньше обсуждался в контексте перспективного планирования в отрасли. Речь об ответственности потребителей. При изменении механизма КОМ надо вводить такую ответственность, сообщил «Энергии без границ» г-н ШУЛЬГИНОВ: «Мы предлагаем вернуться к четырёхлетнему КОМ, потому что нужно повысить достоверность прогнозов. И нам нужно повысить ответственность потребителей. Мы уже столкнулись с тем, что потребитель заявил о строительстве завода, под него были выбраны станции. Сейчас завода нет и нагрузка легла на остальных потребителей. Когда потребитель обещает построить завод через шесть лет, это трудно оценить, у него только планы. Если мы говорим про четыре года, то уже есть возможность оценки: есть ли площадка, проект, какие работы ведутся».
В энергосекторе говорят, что само по себе сокращение срока КОМ с шестилетнего до четырёхлетнего не застрахует от ошибок (особенно с учётом того, что перезаявки потребителей в Сибири на 2021 год случились во время четырёхлетнего отбора). Однако в сочетании с мерами по повышению точности прогнозирования решение будет более эффективным.
Надо сказать, что обсуждения вокруг новых условий работы энергорынка исходят из сохранения надёжности энергосистемы. Конечно, продолжается давний спор потребителей и техрегуляторов об уровне резервирования мощности в ЕЭС, и это отдельный, большой разговор, но об отказе от надёжности энергоснабжения речи не идёт.
На конференции «Совета рынка» в конце октября председатель правления ассоциации Юрий УДАЛЬЦОВ отметил, что обсуждаемые корректировки работы ОРЭМ звучат не первый год. По его словам, главный вопрос, который не был решён при запуске энергорынка, – работа рынка системных услуг.
«Мы не сделали нормальный рынок системных услуг и в этом смысле нормально не оцифровали, во что обходится краткосрочная и долгосрочная надёжность системы. Она сейчас спрятана и в надбавки, и в КОМ частично, а частично не имеет отношения к этому. Надо провести анализ, тогда по-другому все вопросы встанут… В идеале бы прийти к тому, что за долгосрочную надёжность надо платить вот столько, а дальше устроить конкурс между ВИЭ, КОММод, всем тем, что работает на системную надёжность», – считает г-н УДАЛЬЦОВ.
В контексте текущих обсуждений очень интересен ещё один аспект из выступления Александры ПАНИНОЙ на конференции «Совета рынка». В её презентации говорится, что «частые изменения правил рынка не способствуют привлечению долгосрочных инвестиций через двусторонние договоры», и приведена статистика по числу правок. Например, в 2015–2020 годах было внесено 78 изменений в Правила оптового рынка – в среднем принимается более одного изменения ежемесячно. С 2015 года принято около восьми концептуальных изменений ОРЭМ, включая изменения в КОМ, надбавку ДФО, ТБО, КОММод, КОМ НГО, программы АЭС 2.0 и ВИЭ 2.0, новый порядок вывода из эксплуатации. Как указано в презентации, каждые 8,5 рабочего часа принимается одно изменение в базовые документы, регулирующие работу рынков электроэнергии и мощности.
Частая корректировка нормативной базы наверняка сказывается не только на сегменте СДД. Хотя необходимость изменений сейчас понимает весь рынок, долгосрочные правила игры в дальнейшем будут не менее важны, так как снижение углеродных выбросов потребует новых инвестпроектов и длинных денег.