«Предварительные итоги отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций на 2022–2024 годы»

Андрей Максимов, заместитель директора Департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики России:

– В России стартовала программа модернизации, главная задача которой – «реанимировать» генерацию. Тема модернизации возникла не от того, что мы решили внедрить на всех предприятиях отрасли новые технологии и установить современное оборудование; она обусловлена тем, что сегодняшняя структура цен не позволяет привлекать средства в эффективную замену оборудования.

Дело в том, что цены на электроэнергию и мощность имеют весьма специфичную структуру: цена на электроэнергию рыночная, а цена на мощность включает большое количество надбавок и достаточно сильно дифференцирована по поставщикам. Несмотря на то что цена на электроэнергию рыночная, она зависит от тарифов на газ, которые индексируются по утвержденному графику. В этой связи соотношение цены на мощность в КОМ (конкурентный отбор мощности) и цены на электроэнергию в РСВ (рынок на сутки вперед) не дает производителям возможности привлекать средства в модернизацию – этих цен не хватает для того, чтобы покрыть издержки на привлечение средств. Яркий пример – практически 40% затрат, которые идут на возобновляемые источники энергии, расходуются на возмещение привлеченных кредитных ресурсов.

Позднее на стратегию модернизации наслоились другие задачи, в том числе требования по локализации, связанные с введением санкций в отношении России.

Этапы и сроки проведения отбора проектов модернизации на 2022–2024 годы

Мы переходим на конкурентный шестилетний отбор мощности в целом для всей генерации, параллельно решая вопрос с модернизацией. Под нее попадает ограниченное количество объемов: по предварительным оценкам, 39 ГВт в ценовых зонах, и 2 ГВт предусмотрены на неценовые зоны – Дальний Восток и Архангельск. В этой связи у поставщика, вошедшего в программу модернизации, будет жесткое обязательство – в течение 16 лет поставлять заявленную мощность.

На начальном этапе мы рассматривали возможность применения такого механизма, как увеличение индексации цены КОМ – владельцы энергообъектов начали бы вкладывать средства в модернизацию, ставить новое оборудование и смогли бы зарабатывать на основе рыночных принципов. Однако велик риск того, что отдельные участники рынка начнут играть не по правилам, вкладывая деньги в иные товарные рынки, а через несколько лет, когда возникнут проблемы с энергообъектом, придут к государству и попросят денег на его модернизацию. Поэтому было решено поставить жесткое условие – если заявитель проходит процедуру отбора, то он несет обязательства по срокам модернизации и набору оборудования, которое должно быть установлено.

В апреле 2019 года состоялся залповый отбор проектов модернизации с началом поставки после реализации мероприятий по модернизации в 2022–2024 годах. До 1 сентября с 2019 по 2025 год будут проводиться ежегодные отборы на шесть лет вперед.

Максимальный совокупный объем модернизируемой мощности: на 2022 год – 3 ГВт, на 2023 и последующие годы – 4 ГВт в год.

Период поставки – 16 лет: первый год поставка мощности по цене КОМ (с учетом индексации), 2‑й – 16‑й годы – по цене модернизации.

Запланирован переход на 6‑летние КОМ: в июле 2019 года – на 2022–2024 годы, до 15 ноября с 2019 года – ежегодные КОМ на 6 лет вперед.

Модернизация предшествует конкурентному отбору мощности, поскольку подразумевает хотя бы кратковременный вывод оборудования из эксплуатации.

Поэтому поставщик, который заинтересован в модернизации, не должен подавать заявку в КОМ, ведь его генерация будет выводиться в этот период.

Схема отбора проектов модернизации

На первом этапе происходит регистрация условных ГТП (групп точек поставки). Затем рассматриваются заявления технических параметров проектов модернизации. Важный момент: согласно Постановлению Правительства РФ от 25.01.2019 года № 43 «О проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций», разработанного во исполнение поручения Президента РФ по итогам совещания по вопросам развития электроэнергетики 14 ноября 2017 года (Пр-2530), можно подать три проекта по одной ГТП с разным составом технических характеристик. При этом мы ограничили участников в том, что любой проект предполагает замену либо котла, либо турбины, либо того и другого, либо надстройку газовой машины.

Следующий шаг – расчет price-cap и price-floor для каждого проекта. Предварительно был проведен анализ подобных проектов, реализованных в мире, и на основании полученных результатов рассчитаны предельные капексы по разным типам оборудования.

Участник может подать итоговую или так называемую «боевую» ценовую заявку на один из вариантов. Далее заявки ранжируются по коэффициенту эффективности.

Сама процедура отбора представляет собой последовательный отбор заявок, соответствующих следующим условиям:

1) непревышение совокупной установленной мощности (с учетом неиспользованного лимита прошлых лет);

2) наличие возможности одновременной реализации мероприятий на определенных АО «СО ЕЭС» территориях.

В результате формируются два перечня: отобранных и неотобранных проектов. После этого формируется предварительный график реализации проектов модернизации (определяется неиспользованный лимит для отбора на следующий год).

Заключительный этап – рассмотрение Правительственной комиссией результатов отбора в отношении перечня объектов, попавших под модернизацию. Еще одна задача комиссии – возможный выбор 15% от предельного объема, которые могут быть наполнены дополнительными проектами, не прошедшими этот отбор.

Процедура отбора понятна. Относительно минимизации стоимости (приведенной одноставки на 16‑летнем периоде или LCOE) замечу: никаких новшеств не придумано – мы взяли за основу зарекомендовавшие себя механизмы, позволяющие все это сделать.

Кто может участвовать в отборе?

К отбору допускается высоковостребованное оборудование, исчерпавшее парковый ресурс, в отношении которого планируется реализация проекта, включающего одно или нескольких мероприятий из утвержденного Правительством РФ перечня – проект в обязательном порядке должен содержать в себе работы, связанные с модернизацией турбинного и / или котельного оборудования, и может быть дополнен ограниченным перечнем сопутствующих мероприятий (замена генератора, градирни, паропроводов, установка электрофильтров, дымовой трубы и т.д.).

К объектам, участвующим в отборе, предъявляются следующие технические требования:

1) Котлоагрегаты: год выпуска наступил ранее чем за 40 лет до года начала поставки мощности (при проведении отбора на 2022–2024 годы – ранее 1982–1984 годов соответственно);

2) Турбины: фактическая наработка с начала эксплуатации и до конца года, предшествующего году проведения отбора (при проведении отбора на 2022–2024 годы – по состоянию на 01.01.2019), составила:

– для турбин с давлением острого пара 10 МПА и менее – 270 000 часов;

– для турбин с установленной мощностью менее 350 МВт и давлением острого пара более 10 МПА – 220 000 часов;

– для турбин с установленной мощностью 350 МВт и более и давлением острого пара более 10 МПА – 100 000 часов;

Также оценивается показатель востребованности оборудования за два предшествующих года (без учета периодов проведения плановых ремонтов); при проведении отбора на 2022–2024 годы – за период 01.03.2017–28.02.2019 – не менее 0,4. Критерий не применяется для проектов, предусматривающих перевод с паросилового на парогазовый цикл.

В отношении генерирующего объекта должно отсутствовать решение о согласовании вывода из эксплуатации, выданное Минэнерго России после 1 января 2019 года.

Еще одно условие – мощность оборудования, заявляемого в отбор, не поставляется по ДПМ на дату публикации информации о проведении отбора (при проведении отбора на 2022–2024 годы – по состоянию на 01.01.2019).

Кроме того, модернизируемое оборудование должно соответствовать требованиям локализации, утвержденным постановлением Правительства РФ от 17.07.2015 № 719. Проверку локализации осуществляет Минпромторг России.

Мы не хотели, чтобы на модернизацию заявляли станции, которые не работают в нормальном режиме: если они сейчас не загружены, то и после модернизации эта тенденция сохранится. Поэтому в программу модернизации будут включаться только реально востребованные станции.

Подано 380 заявок

Подача ценовых заявок для участия в отборе проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций осуществляется в два этапа: на первом подаются технические параметры проектов модернизации, на втором – стоимостные. На первом этапе может быть подано три заявки.

На этапе подачи технических параметров проектов модернизации на 2022–2024 годы подано 380 заявок (в том числе на 2022 год – 122 заявки, на 2023 год – 124 заявки, на 2024 год – 134 заявки) 33 участниками отбора в отношении 82 электростанций по 164 генерирующим объектам (условным ГТП).

В Сводный перечень заявленных проектов модернизации на 2022–2024 годы включено 376 заявок, содержащих технические параметры проектов модернизации, соответствующих установленным требованиям.

Важно: на этапе подачи стоимостных параметров проектов модернизации в отношении одного генерирующего объекта (условной ГТП) может быть подана только одна заявка, сформированная на основании заявки, содержащей технические параметры проекта модернизации, признанной соответствующей установленным требованиям.

На этапе подачи стоимостных параметров проектов модернизации для целей участия в КОММод на 2022–2024 годы подано 127 заявок (в том числе на 2022 год – 45 заявок, на 2023‑й – 37 заявок, на 2024‑й – 45 заявок) 28 участниками отбора в отношении 64 электростанций.

Объем поступивших на первом этапе заявок в 2,5 раза превысил квоту, рассчитанную исходя из поручения президента о непревышении инфляции ценами, тарифами на электроэнергию с учетом всех механизмов поддержки развития сети, атомной отрасли и ВИЭ. Рассчитаны максимальные объемы мощности, которые могут быть отобраны: для первого года (в совокупности по двум ценовым зонам) – 3 ГВт; начиная со второго года – по 4 ГВт.

Выходит, 3 или 4 гигаватта ежегодно будут делиться между первой и второй ценовыми зонами, для каждой есть свои ограничения. Системный оператор был вправе при выборе итоговых проектов по модернизации ограничивать заявителей в случае, если в каком‑то регионе было заявлено слишком много проектов на модернизацию, ведь модернизация предполагает остановку оборудования. На практике таких прецедентов не было, в том числе потому, что на Юге никто не прошел отбор по цене. Там вообще сейчас непростая ситуация с генераций. А в целом по стране избыток генерации сохраняется в пределах 20 ГВт, что дает возможность временно останавливать станции для проведения процедур модернизации, ограниченной по времени; максимальный срок – два года.

Еще один важный нюанс: участник мог заявить так называемый КРСВ – коэффициент, характеризующий прогнозную прибыль от продажи электроэнергии, то есть это, по сути, часть маржинальной прибыли, которую производитель может получить либо с рынка энергии, либо с рынка тепла. КРСВ дает возможность производителю, поставляющему два товара (ТЭЦ поставляет два товара – отдельно продает электроэнергию и мощность и отдельно тепло), заявить, сколько прибыли или какую часть покрытия капекса он вернет или заместит за счет поставки или продажи тепла. Этот показатель дает возможность станции активно участвовать в процессе модернизации. Кстати, продажа тепла дает более конкурентное преимущество, но вопрос в том, готов ли производитель делиться прибылью, снижая конкурентную заявку по электроэнергии?

В настоящее время техническая инспекция проводит аудит технических параметров проектов: выезжая на места, специалисты оценивают, можно ли на отобранных объектах провести заявленные мероприятия. По итогам этой работы Системный оператор составит график, чтобы модернизация объектов прошла в штатном режиме, без сбоев в части надежности.

Кроме того, если при проведении отбора какой‑либо из блоков не вошел в лимит определенного года, он переносится на следующий.

Модернизация дешевле строительства новых объектов

Возвращаясь к итогам предварительного отбора проектов на 2022–2024 годы. Суммарные заявленные капитальные затраты отобранных проектов составляют 61 589 миллионов рублей: в первой ценовой зоне – 44 183 миллиона рублей, во второй – 17 406 миллионов рублей. Средневзвешенный КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) отобранных проектов – 0,614 (в первой ценовой зоне – 0,626); во второй – 0,569.

Итого отобрано: 6851 МВт в первой ценовой зоне и 1759 МВт во второй ценовой зоне, суммарно – 8610 МВт в составе 30 проектов.

В целом, мы считаем, что процедура отбора удалась, прежде всего, потому, что было достаточно хорошее конкурентное давление – участники подали в 2,5 раза больше объемов, а цены снизились практически на 40% от заявленных предельных капексов. Отдельная история с Крымом – там особо не было желающих ввиду наличия новых мощностей, но по всем другим регионам показатели хорошие. Посмотрим, что будет дальше.

На первых отборах проходят самые дешевые (с точки зрения реализации и удельной стоимости на мегаватт) проекты. Одноставка в среднем составляет – 1800 рублей за МВт*ч, это дешевле текущей одноставочной цены оптового рынка. То есть модернизация с привлечением ресурсов, с выплатой 14% жестко на первые три года, установленным постановлением возмещением в части привлечения инвестиций, обходится потребителю дешевле, чем оплата по текущим ценам КОМ и РСВ. На мой взгляд, это внушает оптимизм. Для понимания: 1800 рублей за Мвт*ч – это в 4 раза дешевле энергии ВЭС и в 9 раз дешевле СЭС.

Если посмотреть распределение проектов по типу модернизируемого оборудования, выходит, в первой ценовой зоне отобрано 11 проектов КЭС на 6 076 МВт и 4 проекта ТЭЦ на 775 МВт. Во второй ценовой зоне – 4 проекта КЭС на 814 МВт и 8 проектов ТЭЦ на 945 МВт.

Что касается типов оборудования – для первой ценовой зоны отобраны в основном конденсационные станции и проекты на газе. Во второй ценовой зоне доминирует уголь. Таким образом, в первой ценовой зоне преобладает турбинное оборудование, во второй – котельное.

Нужно понимать: отборы на первые три года прошли самые дешевые или удельно дешевые проекты. Все проекты, связанные одновременно и с заменой котла, и с заменой турбины, пойдут либо позднее, либо попадут в 15% проектов, которые будет рассматривать Правительственная комиссия, и производителям нужно будет доказать, почему именно эти объекты должны модернизироваться.

Кстати, среди заявленных ТЭЦ в число победителей попала станция, заявившая максимальный КРСВ и максимальную долю покрытия от тепла. Думаю, ее пример станет маркером для дальнейшего участия ТЭЦ в отборах.

Распределение объектов по ОЭС

Больше всего проектов будет реализовано в ОЭС Урала: 935 – в 2022 году, 2346 – в 2023‑м, 1765 – в 2024‑м.

Участник программы модернизации должен понимать: если ему, условно говоря, требуется только замена котла и он уверен, что далее 16 лет сможет поставлять мощность на старых трубопроводах и остальном вспомогательном оборудовании, то должен быть готов платить штрафы, если вдруг не сможет поставлять мощность. Либо ему придется производить ремонт и модернизацию оборудования за счет собственных средств.

Можно провести сравнение с другой генерацией. Понятно, что сравнивать с ВИЭ не совсем корректно, поскольку надежность «зеленой» энергетики сейчас резервируется классической генерацией. Но даже если сравнивать с отборами по новой мощности, порядка 20% от стоимости отборов новой мощности – в этом плане всегда есть возможность не вкладываться сейчас в модернизацию. Некоторые производители говорят, что будут постепенно выводить оборудование из эксплуатации, считая этот вариант наиболее приемлемым. Если разобраться: дожидаясь старения оборудования и его последующего вывода, мы можем спровоцировать рост цены на РСВ, что, безусловно, скажется на платежках потребителей. Дождавшись прогнозного дефицита, будем вынуждены строить новую генерацию, а это на 80% дороже, чем модернизировать старую. Модернизация стоит дешевле, поскольку не требует строительства новой инфраструктуры и формирования новой схемы выдачи мощности. Это особенно актуально в части тепловых станций, ведь старые ТЭЦ, как правило, стоят в центрах нагрузок городов, и привносить туда что‑то новое очень дорого.

К тому же при проведении модернизации станций мы не планируем делать акцент на резком приросте объема мощности, который по факту никому не нужен. Допустим, увеличили мощность станции на 200%, а со старой схемой выдачи мощности ее нельзя выдавать, и потребители будут справедливо критиковать энергетиков, строящих дворцы, которые никому не нужны.

Локализация – обязательное условие

Что касается ПГУ. Требования, заявленные на политическом и техническом уровне, привели к тому, что одним из условий является локализация: оборудование, используемое при модернизации, должно быть произведено в России и иметь подтверждающую документацию. Это связано с тем, что после первых ДПМ, когда пришла пора ремонтировать оборудование, выяснилось, что из‑за санкций нам не могут поставить необходимое оборудование для турбин. Пусть российские решения пока уступают западным аналогам, выработка электроэнергии и на отечественном, и на иностранном оборудовании происходит одинаково, да и наши производители заинтересованы в увеличении КПД установок – потери не хочется нести никому.

Мы видим, что крупные концерны создают совместные предприятия, и это отлично: нас устроит любая современная газовая турбина, произведенная в России. В этой связи на уровне правительства приняты решения об участии в модернизации совместных предприятий, а также об отдельных видах поддержки российских производителей. Кризис доверия нужно преодолевать реальными делами, а не обещаниями.

Отечественная энергетика в начале большого пути. Мы не изобрели новых сущностей, просто запустили механизм, который по ходу дела можно настраивать, приостанавливать либо дополнять и дальше работать с ним.

Андрей Максимов