22.12.2021 Энергия без границ № 6 (71) 2021
2021 год закрепил зелёный тренд в энергетике и запустил новые дискуссии об устройстве энергорынка.
Значительно выросшее влияние глобальной повестки стало ключевой тенденцией 2021 года в российской электроэнергетике. Всё же в силу технических особенностей мирового рынка электроэнергии не существует, и, например, события в США или Германии могли иметь лишь опосредованное влияние на энергорынок в РФ. Но в этом году свои коррективы внесла климатическая политика. В середине июля Еврокомиссия представила план EU Green Deal, который предполагает сокращение вредных выбросов в атмосферу на 55% к 2030 году по сравнению с 1990 годом. Одной из мер этого плана стал механизм углеродного регулирования (Carbon border adjustment mechanism, CBAM).
Его суть заключается в том, что с импортных товаров с высоким углеродным следом, то есть выше установленных ЕК эталонных значений, при ввозе в Евросоюз будет взиматься плата за каждую «лишнюю» тонну СО2. В список товаров вошли алюминий, железо, сталь, удобрения, цемент и электроэнергия. Пошлины на их ввоз будут вводиться поэтапно с 2023 по 2026 год, размер платы будет рассчитываться в зависимости от объёма углеродного следа конкретной продукции. Институт проблем естественных монополий оперативно подсчитал, что под регулирование механизма может попасть российский экспорт на $9 млрд в год, а прямые потери российских экспортёров с учётом прямых и косвенных выбросов могут составить $2,3 млрд в год. Однако сначала в CBAM будут учитываться только прямые выбросы при производстве товаров.
Детали механизма пока находятся в проработке. Член правления и врио руководителя блока трейдинга «Интер РАО» (российский оператор экспорта и импорта электроэнергии) Александра Панина в сентябре поясняла, что, исходя из проекта регламента CBAM, для экспорта электроэнергии есть три сценария. В первом, самом негативном, ЕС может посчитать углеродоёмкость российской энергии на уровне своей традиционной генерации (и стоимость экспортной энергии при сложившихся ценах на тонну CO2 вырастет на €35 за 1 МВт.ч при цене на оптовом энергорынке в РФ около €33).
Второй вариант, более мягкий, – применение показателей углеродоёмкости электроэнергетики страны-импортёра либо отдельного региона. Платёж за выбросы будет меньше, чем в первом варианте, но всё равно может достичь €150 млн в год. Третий вариант – индивидуальный учёт фактических выбросов СО2 при выработке импортируемой энергии. В таком сценарии, если экспортёр заключит договор поставки электроэнергии с ВИЭ-генерацией, налог будет равен нулю. В ноябре Россия утвердила собственную Низкоуглеродную стратегию, в целевом сценарии которой планируется сократить выбросы парниковых газов до 2050 года на 60% от уровня 2019 года, а к 2060 году достичь углеродной нейтральности.
План мероприятий по реализации стратегии сейчас разрабатывает Минэкономразвития, оценивавшее в начале ноября необходимые для снижения выбросов инвестиции в 88,8 трлн рублей. «ВТБ Капитал» в конце ноября в исследовании «ESG и декарбонизация» подсчитал, что инвестиции могут составить 102,7 трлн рублей. При этом, согласно исследованию, борьба с выбросами приведёт к росту цен для конечных потребителей на продукцию внутри России. Сильнее всего может подорожать электроэнергия – на 28%.
Надо отметить, что почти весь год велись разговоры о том, что реализация климатической повестки неизбежно приведёт к постепенному отказу от угольной генерации. Соответствующих решений, в частности, ожидали от прошедшей в ноябре 26-й конференции ООН по изменению климата в Глазго (COP26). Однако принятое по её итогам соглашение оказалось мягче, чем первоначально предполагалось. В нём говорится о необходимости «постепенно сокращать» использование угля, тогда как первоначально планировалось призвать к тому, чтобы «прекратить» его использование.
Российская Низкоуглеродная стратегия в целевом сценарии также не предусматривает отказа от угольной генерации. В ней говорится, что следует максимально использовать 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.
Несмотря на довольно мрачные прогнозы о будущем угольной отрасли, весь год она чувствовала себя более чем хорошо. Холодная зима 2020–2021 годов и последовавшее потом жаркое лето вместе с постковидным восстановлением экономики разогнали потребление электроэнергии и потребность в топливе для электростанций. В итоге цены на газ и уголь стали расти уже в начале года, а вслед за ними росли и цены на электроэнергию в США и Европе. Дальнейшая ситуация этому только благоприятствовала. Например, в ЕС долго держалась маловетреная погода, снизившая выработку зелёной энергии ветряками, а Китай отказался от закупок австралийского угля и ужесточил экологические требования к угледобыче внутри страны.
Перечислять причины роста цен в этом году можно почти бесконечно, в какой-то момент их поддержал даже спор Франции и Великобритании из-за правил ловли рыбы около Нормандских островов. На фоне всех происходящих событий стоимость газа и угля постоянно обновляла рекорды. Как отмечали РИА «Новости», в первых числах августа расчётная цена ближайшего фьючерса на газ в Европе составляла около $515 за 1 тысячу кубометров, к концу сентября показатель вырос более чем вдвое. Исторический максимум – $1937 – был достигнут 6 октября, после этого цены на газ начали снижаться, откатившись за $750, но затем снова выросли, закрепившись на уровне около $1000. В конце лета к аномальному росту также перешли и цены на уголь.
По подсчётам Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), средняя цена энергетического угля на мировом рынке в августе 2021 года увеличилась в 2,4 раза по сравнению с августом 2020 года – с $50,14 до $168,75 за тонну. Пик роста пришёлся на октябрь, когда и в Европе, и в Китае стоимость угля превышала $300 за тонну. В отличие от цен на газ, цены на уголь ударили и по потребителям внутри РФ. Некоторые поставщики угля просто разорвали контракты с российскими потребителями, чтобы увеличить более выгодные экспортные поставки. В августе министр энергетики Николай Шульгинов говорил о проблемах с закупкой и доставкой угля для дальневосточных тепловых электростанций. Ситуация с закупками в итоге нормализовалась, а вот доставка продолжает вызывать вопросы.
В середине ноября на всероссийском совещании по подготовке к отопительному сезону глава «РусГидро» Виктор Хмарин предложил стимулировать поставки угля для нужд своих ТЭЦ на Дальнем Востоке за счёт соответствующего увеличения доли экспорта для угольных компаний: «У нас будет предложение, если будет возможность, рассмотреть внесение в протокол (совещания. – Прим. ред.) формулировки такого содержания: необходимо разработать механизм предоставления преференций угледобывающим компаниям по увеличению доли экспорта по железной дороге в зависимости от объёмов поставки угля для нужд тепловой генерации в ДФО с ценообразованием в рамках тарифных решений».
Всё же, несмотря на текущий высокий спрос на уголь, в российском энергосекторе не сомневаются в сокращении объёмов угольной генерации. Минэнерго прогнозирует, что её доля в общем объёме выработки электроэнергии к 2035 году снизится до 9,5%, а к 2050 году – до 4,5% с нынешних 12,8%. Собеседники ЭБГ в отрасли говорят, что уголь как топливо для ТЭС, вероятно, останется в сибирских и дальневосточных регионах, в которых доставка газа будет стоить слишком дорого, в остальных регионах угольные ТЭС либо перейдут на газ, либо закроются. Большая доля угольной генерации в будущем несёт риски дополнительных расходов на оплату выбросов CO2 для экспортёров, поэтому в её сохранении мало кто заинтересован, отмечает источник в одной из генерирующих компаний. В качестве примера он приводит компанию «РусГидро», которая в рамках программы модернизации ТЭС реализует четыре проекта газовой генерации на Дальнем Востоке. Однако надо сказать, что в том же регионе для энергоснабжения Восточного полигона РЖД «РусГидро» построит ещё четыре угольных энергоблока.
Ещё одна внутрироссийская тема, на которую может повлиять глобальная климатическая повестка, – это корректировка механизма конкурентного отбора мощности (КОМ) и программы модернизации ТЭС (КОММод). В конце октября вышло постановление правительства, сократившее сроки КОМ до четырёх лет, КОММод – до пяти лет, что позволило сдвинуть проведение очередных конкурсов. Этим же постановлением премьер-министр Михаил Мишустин поручил Минэнерго представить предложения по совершенствованию механизмов КОМ и КОММод в срок до 1 января 2023 года.
По словам источника ЭБГ в одном из отраслевых регуляторов, при корректировке рынка мощности надо подумать и об учёте экологических требований, и об участии в КОМ зелёной генерации. Александра Панина в октябре в кулуарах «Российской энергетической недели» поясняла, что среди прочего обсуждается введение дополнительных критериев в КОММод, например, снижение выбросов СО2 в результате реализации проектов.
Тогда же Николай Шульгинов заявил, что программу модернизации надо продлить после 2031 года, сделав акцент на когенерации и парогазовом цикле – это необходимо для повышения эффективности и снижения углеродного следа российской генерации. Ряд участников рынка при этом подчёркивают, что регуляторам не стоит откладывать в долгий ящик реализацию проектов с ПГУ.
На сегодняшний день в рамках программы модернизации были отобраны только семь проектов, предусматривающих установку ПГУ. Два из них утвердила правкомиссия по электроэнергетике (блок 850 МВт на Заинской ГРЭС «Татэнерго» и надстройку газовой турбины на 155 МВт на Нижнекамской ТЭЦ «Татнефти»), ещё пять были выбраны в этом году на конкурсе проектов модернизации ТЭС с использованием российских газовых турбин. Отбор прошли проекты «Интер РАО» (четыре турбины мощностью 150– 190 МВт будут установлены на Каширской ГРЭС), ОГК-2 (три турбины 100–130 МВт на Новочеркасской ГРЭС) и «Т Плюс» (две турбины 65–80 МВт на Саратовской ТЭЦ-2 и Пермской ТЭЦ-14). «Интер РАО» и «Т Плюс» будут использовать разрабатываемые турбины «Силовых машин», «Газпром энергохолдинг» – турбины ГТД-110М ОДК (входит в «Ростех»).
В сентябре на запуске проекта модернизации Каширской ГРЭС глава «Интер РАО» Борис Ковальчук пояснял, что «Силмаш» гарантирует сроки производства и поставки турбины, качество её работы. По его словам, основная финансовая ответственность в случае срыва сроков поставки придётся на производителя оборудования.
В секторе зелёной энергетики в России в 2021 году главной новостью стал запуск второй программы поддержки за счёт энергорынка – ДПМ ВИЭ 2.0 – и результаты первого отбора. Споры об объёме программы велись долгие и весьма ожесточённые, в результате он составил 360 млрд рублей (с учётом перенесённых из первой программы квот на 2023–2024 год по солнечной генерации). Механизм отбора был изменён.
От оценки капзатрат на реализацию проекта регуляторы перешли к критерию эффективности мощностей – они отбираются по одноставочной цене, учитывающей затраты на строительство и обслуживание станций. По результатам первой волны отборов, завершившейся в сентябре, прошли 69 проектов, а из 360 млрд рублей, заложенных под оплату ДПМ ВИЭ 2.0 в платежах оптового энергорынка (ОРЭМ) до 2035 года, распределено около 40% средств (144 млрд рублей). Глава «Совета рынка» Максим Быстров, подводя предварительные итоги конкурса, заявил, что они уже позволяют говорить о достижении «сетевого паритета» по сектору ветряной генерации: на фоне конкуренции минимальная цена сложилась на уровне меньше 1717 тысяч рублей за 1 МВт.ч, а это, «на минуточку, та цена, которую мы прогнозируем вообще на рынке». «В самых наших смелых фантазиях мы видели сетевой паритет в 2030 году», – отмечал г-н Быстров.
Самые дешёвые заявки были поданы «Фортумом» в партнёрстве с датским производителем Vestas. Благодаря снижению цен на конкурсе объём ввода ВЭС и СЭС в рамках программы вырастет с 6,5 до 8 ГВт, прогнозируют в Минэнерго.
Очень громко в 2021 году зазвучала тема зелёных сертификатов. Законопроект, регулирующий их работу, Минэнерго разработало и внесло в кабмин в 2020 году, но он так и не принят. Между тем спрос на подтверждение экологичности потреблённой энергии есть, и предложение активно следует за ним. Зелёные сертификаты (популярным в России стал международный образец I-REC) выпустили такие крупные игроки рынка, как «РусГидро», En+, «Хевел», «НоваВинд» и др.
При этом, как правило, продавец и покупатель заключают свободный двусторонний договор (СДД) на приобретение электроэнергии. Минэнерго, которое предлагает внедрить не собственно зелёные сертификаты, а сертификаты происхождения электроэнергии, поясняло, что разработанный законопроект не будет ограничивать форму сертификатов, но призван исключить их двойные продажи. Между тем система учёта уже начала формироваться.
В декабре «Совет рынка» приступил к разработке системы координации зелёных инструментов на ОРЭМ. Пока что она планируется как добровольная. В ней будут учитываться объёмы производства электроэнергии на возобновляемых и низкоуглеродных источниках энергии, возникающие при этом зелёные права, их последующая передача с помощью зелёных инструментов, а также реализация потребителями, пояснял «Совет рынка» в своём Telegram-канале.
Среди интересных интриг этого года – электрификация второго этапа расширения БАМа и Транссиба. В конце 2019 года Минэнерго РФ сообщило, что для электроснабжения железной дороги может понадобиться новая генерация на Дальнем Востоке, в Сибири планировалось ограничиться сетевым строительством. В середине 2020 года в министерстве заявили, что дополнительные генерирующие мощности всё же могут понадобиться в Бодайбинском энергорайоне Иркутской области. В итоге решили остановиться на этой точке, а также построить энергоблоки на 450 МВт на Нерюнгринской ГРЭС, на 280 МВт на Партизанской ГРЭС (оба проекта – «РусГидро») и модернизировать Приморскую ГРЭС Сибирской генерирующей компании (СГК, входит в СУЭК Андрея Мельниченко).
Мощность необходимой генерации в Бодайбинском районе – 456 МВт. Изначально планировалось, что конкретный инвестпроект будет выбран на технологически нейтральном конкурсе (то есть закрыть потребность в энергоснабжении может любой объект – тепловая, гидроэлектростанция, электросети или зелёная генерация). Условия и механизм конкурса обсуждались почти год. Главными претендентами были En+ Group с проектом Тельмамской ГЭС, СУЭК с угольной генерацией и «Интер РАО» с газовой. Однако в октябре в Минэнерго заговорили о том, что времени на строительство ГЭС не хватит и поэтому надо отказаться от технологической нейтральности в условиях конкурса. Это решение утвердила правкомиссия по электроэнергетике. Конкурс должен пройти до конца этого года, а сроки ввода ТЭС правкомиссия сдвинула на шесть месяцев, до 1 января 2026 года.
Одной из самых больших надежд в начале года выглядели попытки решить проблему долгов республик Северного Кавказа, Тывы и Калмыкии, оказавшиеся, впрочем, безуспешными. В 2020 году «Россети», выполняющие также энергосбытовые функции в этих регионах, подписали с поставщиками оптового энергорынка (ОРЭМ) соглашения о реструктуризации долгов. Договорённости позволяли остановить ежегодный прирост долгов на 7 млрд рублей и реструктуризировать на четыре – пять лет 9 млрд рублей накопленных долгов. «Россети» обязались вносить 100% текущих платежей на оптовый энергорынок, то есть фактически доплачивать из своих средств разницу между счетами генераторов и сборами в рознице. В январе в «Россетях» сменилось руководство, пост главы компании занял Андрей Рюмин, а в марте гарантирующие поставщики большинства республик остановили текущие платежи на ОРЭМ. Исключениями стали Чечня и Тыва.
Через три месяца соглашения о реструктуризации были разорваны, реструктурированная задолженность снова стала просроченной. После этого начались длительные переговоры о возможности заключения нового соглашения. В середине ноября на всероссийском совещании по подготовке к отопительному сезону Александра Панина, возглавляющая также набсовет Совета производителей энергии, попросила Минэнерго выступить арбитром в переговорах, так как стороны не могут пока что сблизить свои позиции.
Воплотившаяся надежда года – это произошедшее в мае возвращение на энергорынок многострадального блока № 3 Берёзовской ГРЭС, построенного «Юнипро» по ДПМ в конце 2015 года и сгоревшего через несколько месяцев. На протяжении пяти лет восстановление 800 МВт мощности было ключевым проектом генкомпании. Достаточно сказать, что из-за последней – месячной – задержки пуска, который планировался на апрель, компания недосчиталась более 1 млрд рублей платы за мощность. Однако после удачного перезапуска энергоблок почти не участвовал в производстве электроэнергии. Гендиректор компании Максим Широков пояснял, что решение о включении в работу того или иного энергоблока принимает «Системный оператор».
В результате производство электроэнергии на Берёзовской ГРЭС в II квартале упало в 2,8 раза по сравнению с I кварталом, а в III квартале было равным нулю. Какой бы ни была загрузка ГРЭС, запуск блока № 3 всё же позволил «Юнипро» выйти на выплату дивидендов в этом году на запланированном уровне в 20 млрд рублей. На этом фоне в конце мая Reuters со ссылкой на свои источники сообщил, что германская Uniper, которой подконтрольна «Юнипро», в поиске путей сокращения выбросов рассматривает возможность продажи своих российских электростанций и провела переговоры по этому вопросу с «Интер РАО» и другими потенциальными покупателями. Один из источников сказал, что вопрос не в том, состоится ли сделка, а когда она произойдёт.
В июле предправления Uniper Клаус-Дитер Маубах заявил, что компания сохраняет интерес к российскому рынку и не планирует его покидать, наоборот, ищет новые сферы для развития. Однако в сентябре источники «Интерфакса» сообщили, что Uniper всё же рассматривает продажу российской «дочки» целиком или по частям. По их словам, со стороны «Юнипро» исходит инициатива избавления от активов в традиционной генерации (в том числе отдельных электростанций) и перехода в возобновляемую и водородную энергетику. Одним из претендентов на покупку активов «Юнипро» назывались структуры Андрея Мельниченко. Дальнейших новостей, правда, не было.
Две другие потенциальные сделки M&A, о которых говорили в 2021 году, очевидно, передвигаются на следующий год. Во-первых, это энергокомпания «Квадра», слухи о продаже которой ходят несколько лет. В июне о переговорах сообщил «Газпром энергохолдинг», тогда же впервые появилась информация об интересе к «Квадре» со стороны «Росэнергоатома». Сейчас источники говорят уже о переговорах с атомщиками, обсуждается цена. Второй актив «на продажу» – «Русэнергосбыт» (одна из крупнейших в РФ энергосбытовых компаний, основным клиентом которой является РЖД). В августе ФАС удовлетворила ходатайство входящего в «Газпром энергохолдинг» «Мосэнерго» о приобретении у «Группы ЕСН» Григория Берёзкина и итальянской Enel 100% сбыта, но с рядом предписаний. О самой сделке пока не сообщалось.