Модернизация ТЭС: длинное путешествие по кругу
После выступления заявленных докладчиков состоялась научная дискуссия, в ходе которой приглашенные эксперты поделились мнениями по обсуждаемой проблематике. Они убеждены: программа модернизации скрывает множество «подводных камней», которые нельзя игнорировать.
Игорь Ряпин, начальник департамента Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», руководитель по исследованиям First Imagine! Ventures:
– Предложенная программа модернизации генерирующих мощностей фактически консервирует технологическую структуру нашей электроэнергетики на без малого 30 лет – последние платежи по заключаемым в рамках этой программы договорам должны закончиться в 2047 году. Вместе с тем, электроэнергетика сейчас переживает настоящую технологическую революцию, связанную с активным развитием возобновляемых источников энергии, систем хранения энергии и управления спросом. Это не просто изменение отдельных элементов в рамках существующей структуры отрасли – происходящие повсеместно изменения приведут к кардинальной перестройке всей идеологии построения энергосистем: потребители электроэнергии станут центральным звеном всей отрасли, энергосистемы станут более распределенными, значительно возрастет роль распределительных сетей как способа обеспечения связей между множеством субъектов, являющихся одновременно производителями и потребителями электроэнергии (просьюмеров). Эти изменения приведут и к появлению новых субъектов рынка, и к появлению новых бизнес-моделей.
По масштабу происходящие сейчас изменения в электроэнергетике можно сопоставить с тем, что происходило в телекоммуникациях при появлении сотовых телефонов и интернета. Чтобы понять масштаб изменений, можно оглянуться на срок программы модернизации и посмотреть, что происходило в отечественной телефонии 28 лет назад – в начало 1992 года. По информации ПАО «МГТС», в Москве на начало 1992 года было установлено 2,8 миллиона телефонов в квартирах и 650 тысяч телефонов в организациях (при населении Москвы около 9 миллионов человек). Монтированная емкость сети – 4,4 миллиона номеров, из которых на электронных АТС – 265 тысяч номеров, на аналоговых АТС – 4,1 миллиона. Почти 10 лет спустя – в 2000 году – Концепция развития рынка телекоммуникационных услуг Российской Федерации до 2010 года предполагала, что в 2010 году на 100 жителей страны будет приходиться 15,2 сотовых телефона, и 18 жителей из 100 будут пользоваться интернетом. В реальности к 2017 году в России приходилось 155 сотовых телефонов на 100 человек, интернетом пользовались 80 из 100 человек, а про «городские» телефоны в квартирах многие уже давно забыли.
Так вот, программа модернизации генерирующих мощностей – это, если продолжить аналогии, – программа модернизации стационарной телефонной связи на ближайшие 30 лет, а спор о том, надо включать требования о применении новых технологий при модернизации или ориентироваться на отработанные и наиболее дешевые технологии, – это спор о том, надо модернизировать телефонную связь на основе цифровых или аналоговых АТС. В реальности вполне вероятно, в электроэнергетике будет происходить то же, что произошло в связи, – через 30 лет большие электростанции, оставшиеся в наследство от централизованной системы электроснабжения, будут стоять без дела, а их владельцы – придумывать новые способы использования недвижимости – то ли музей сделать, то ли офисный центр. Отличие будет только в том, что потребители электроэнергии будут обязаны оплачивать эти памятники индустриальной эпохи.
В условиях сохраняющегося в нашей энергосистеме избытка генерирующих мощностей гораздо больший результат – и для потребителей, и для субъектов отрасли, и для всей экономики – принесли бы усилия государственных органов, направленные на выявление оптимального способа развития и внедрение новых технологий, адаптацию технологической инфраструктуры и правил рынка к применению новых технологий, выявление оптимальных методов поддержки использования таких технологий (в том числе и потребителями электроэнергии) – от банального устранения технологических и нормативных препятствий до прямой поддержки, причем такой, которая имела бы четкие контрольные показатели и внятное экономическое обоснование, показывающее, сколько рублей эффекта будет получено на каждый рубль такой поддержки после достижения этих показателей.
Федор Веселов, заместитель директора Института энергетических исследований РАН, к.э.н.:
– Введенный в действие механизм поддержки проектов модернизации ТЭС (КОММод) является первым за четверть века масштабным экономическим решением государства по преодолению самой главной проблемы отрасли – активного физического и морального старения генерирующих мощностей. С одной стороны, механизм обеспечивает инвестиционную привлекательность решений по обновлению ТЭС. С другой, в отличие от практики прошлого ДПМ для тепловых электростанций, в КОММод предусматривается конкурентность отбора проектов, что (при правильном выборе критерия для отбора) может обеспечить экономически оптимальные результаты при сдерживании ценовой нагрузки для потребителей.
Однако исходные параметры и результаты первого отбора проектов на 2022–2024 годы подтверждают опасения научного и экспертного сообщества в том, что КОММод будет лишь тактическим механизмом для решения частных задач по продлению ресурса крупных конденсационных электростанций, не отвечая на стратегические вызовы энергетической и промышленной политики России. Именно поэтому представляется важным обсудить серьезную донастройку данного механизма, чтобы сделать его стратегическим инструментом управления развитием электроэнергетики.
Первым проблемным вопросом является ограниченность масштаба этого механизма (40 ГВт) при том, что в этот же период объем мощностей, требующих инвестиционных решений, будет как минимум вдвое больше. Вряд ли стоит рассчитывать на то, что повышение цены КОМ на 20 % «само по себе» решит проблему обновления для остальной (и большей) части мощностей с тем же качеством модернизации, что и в проектах КОММод. Скорее, такое решение лишь отсрочит ее на 7–10 лет за счет минимальных мероприятий по продлению, однако затем потребуются еще более концентрированные по времени и затратные действия по интенсивному замещению еще более старых мощностей – с соответствующими долгосрочными ценовыми последствиями. Эти риски не были должным образом оценены при обсуждении параметров КОММод.
Вторым проблемным вопросом является то, что в существующих параметрах и КОММод не обеспечивает решения стратегической задачи по повышению энергетической эффективности отрасли. За последние 10 лет ввод около 30 ГВт ПГУ и ГТУ стал одним из основных факторов заметного (на 7 %) снижения удельного расхода топлива (УРУТ) – до 312 г у.т. / кВт*ч. Однако при существующих технологических приоритетах КОММод эта тенденция прекратится, и к 2030 году средний УРУТ ТЭС не преодолеет уровня 300 г у.т. / кВт*ч. В то же время правительственные документы предполагают иные (хотя и крайне различные между собой) показатели энергоэффективности: согласно Генсхеме отрасли, к 2035 году УРУТ снизится до 289 г у.т. / кВт*ч; согласно Комплексному плану по повышению энергоэффективности экономики, уже на 2030 год УРУТ должен снизиться до 255 г у.т. / кВт*ч. Специального механизма повышения энергоэффективности в отрасли нет, именно поэтому необходима переориентация КОММод на приоритетный отбор энергоэффективных проектов (включая когенерационные), позволяющих снизить УРУТ и расход электроэнергии на собственные нужды. Это изменение важно и с точки зрения экономических последствий, так как именно увеличение на рынке объемов генерации с более низкими топливными затратами оказывает существенное давление на цену РСВ и является основным фактором ценового выигрыша для потребителей. По предварительным оценкам ИНЭИ РАН, совокупный эффект от снижения цены РСВ в первой ценовой зоне составляет на менее 1–1,5 % на 1 ГВт вводов, но в отдельных ОЭС может быть и выше.
Третий проблемный вопрос связан с тем, что выбор в пользу старых технологий в КОММод объясняется отсутствием отечественных образцов новой техники в условиях высоких санкционных рисков при покупке и обслуживании импортного оборудования. «Де-факто» игнорирование этого вызова в КОММод может стать стратегической ошибкой и для электроэнергетики, и для промышленности. Другое дело, что для решения проблемы ее необходимо вывести на межотраслевой уровень управления, сформировать межотраслевую систему координации долгосрочных планов при создании и массовом освоении нового оборудования на основе «квадрата» вертикальных (профильный ФОИВ – отраслевые субъекты) и горизонтальных связей (между профильными ФОИВ, а также между отраслевыми бизнес-сообществами – Советом производителей электроэнергии и Союзом машиностроителей). Встречная и взаимосогласованная активность поставщиков и потребителей оборудования создаст двойной экономический эффект за счет качественно иного роста в энергомашиностроении при одновременном удешевлении энергетического оборудования.
Наконец, четвертый по счету (но не по важности) проблемный вопрос связан с совершенствованием самой процедуры отбора проектов в КОММод, которую можно назвать конкурентной лишь условно. Отбор проектов производится по результатам централизованной процедуры расчета «коэффициента эффективности» проектов на основе данных компаний, исходя из ретроспективных, а не ожидаемых, значений КИУМ и цены РСВ, а также нормативной доходности инвестиций, значение которой (14 %) существенно выше стоимости капитала, привлекаемого генерирующими компаниями (по данным годовых отчетов компаний, ее среднее значение составляет 9,5 %).
По нашему мнению, естественным экономическим критерием отбора проектов является одноставочная цена электроэнергии (с учетом мощности), LCOE, рассчитываемая и заявляемая компаниями на основе собственных расчетов коммерческой окупаемости планируемых проектов, исходя из их собственных оценок будущего КИУМ, цен РСВ, доходности инвестируемого капитала; именно такой критерий стимулировал бы компании к серьезной проработке инвестиционных решений, оценке всех типов рисков при их реализации. Это позволило бы снять излишнее административное регулирование конкурентного механизма, сделав процедуру отбора более состязательной для его участников – и более прозрачной – для потребителей электроэнергии. В этой связи как минимум было бы целесообразно расширить состав показателей, принимаемых при расчете «коэффициента эффективности» на основе проектных данных, заявляемых самими компаниями, а не их ретроспективных или нормативных значений, в том числе: перспективный КИУМ и доходность инвестируемого капитала.
В заключение важно еще раз подчеркнуть, что, в отличие от уже действующих ДПМ всех видов, ограниченных по масштабу и / или времени действия, КОММод может стать основным, системобразующим инвестиционным механизмом в электроэнергетике, эффективным как для поставщиков, так и для потребителей электроэнергии. Однако темпы такой зволюции пока остаются неясными.
Валерий Жихарев, директор Департамента по розничным рынкам и сетям Ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:
– Продление ресурса генерации за счет капитального ремонта или простой замены части оборудования не позволяет снижать или хотя бы сдерживать стоимость электроэнергии, это означает, что у потребителя не возникает экономии, за счет которой он мог бы оплачивать обновление ТЭС.
Значит, все затраты на модернизацию электростанций полностью перекладываются на бизнес, бюджетные организации и через рост цен на товары и услуги – на граждан. Нас пытались убедить, что продление ресурса паросиловых блоков дешевле глубокого обновления.
На деле же низкозатратный по себестоимости «неглубокий» ремонт будет оплачиваться по новым ДПМ сверх текущих цен и тарифов, да еще с превышающей рыночный уровень доходностью.
В итоге, потратив на такую «псевдомодернизацию» значительные суммы, мы через 15–20 лет снова вернемся к тому, с чего начали. Но, к сожалению, возможность для технологического обновления отрасли наиболее экономичным способом будет упущена и, с учетом уже потраченных средств, мы заплатим за реальное обновление отрасли «двойную» цену.
То есть бремя преодоления технологического отставания и перевода электроэнергетики на более гибкий и экономичный новый технологический уклад полностью перекладывается на будущие поколения. Почему так происходит?
Дело в некорректных ориентирах. Роль регулятора видится в расширении общественных выгод с помощью энергетики, на практике, к сожалению, мы видим обратное – сокращение общего блага в интересах энергокомпаний.
Дискуссия называлась «Модернизация ТЭС: начало большого пути». Нас действительно пытаются завести на длинное круговое путешествие, но тренды развития зарубежных энергосистем показывают, что современная электроэнергетика движется по иному, более оптимальному для экономики и общества маршруту.
Виктор Балыбердин, генеральный директор «СКМ маркет предиктор»:
– По итогам отбора проектов модернизации было отобрано 30 проектов генерирующих объектов тепловых электростанций (из 127 заявленных) суммарной установленной мощностью 8610 МВт на 2022–2024 годы.
Диапазон изменения коэффициента эффективности отобранных генерирующих объектов (показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации и характеризующего уровень одноставочной цены на электроэнергию в период поставки) составил 1600–1782,77 руб / МВт*ч в первой ценовой зоне и 1640,13–2227,07 руб / МВт*ч во второй ценовой зоне, что для первой ценовой зоны соответствует текущему уровню цен на рынке. Большинством экспертов отрасли, включая нас, такой ценовой диапазон признан недостаточным для проведения глубокой модернизации. Предлагаемые улучшения в основном направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и, по сути, представляют собой программы капитального ремонта.
Из оплаты мощности объектов КОММод будет изыматься прогнозная прибыль РСВ, пропорциональная заявленным для отбора КИУМ и КРСВ. При снижении фактических КИУМ и КРСВ модернизируемых объектов в пятнадцатилетний период поставки по договорам КОММод относительно заявленных параметров фактическая прибыль РСВ будет меньше изымаемой из оплаты мощности. Заявленная в программе модернизации доходность 14 % для возмещения капитальных затрат не учитывает возможности снижения прибыли РСВ. Таким образом, при уменьшении ЦРСВ и / или КИУМ относительно заявленных фактическая прибыль РСВ не компенсирует изымаемую из оплаты мощности прогнозную прибыль РСВ, тем самым снижает доходность проекта модернизации.
По нашим оценкам, основанным на параметрах утвержденной схемы и программы развития единой энергетической системы, будет иметь место отставание темпа роста цены РСВ от темпа роста цены на топливо, которое к 2035 году составит 12–16 %. Вводы нового генерирующего оборудования, прежде всего работающих по ценоприниманию АЭС и ВИЭ, негативно скажутся на загрузке тепловой генерации. Моделирование сценария внедрения инновационных технологий в ЕЭС и увеличения объема распределенной генерации, основанного на исследовании Московской школы управления Сколково, предсказывает отставание темпа роста цены РСВ от темпа роста цены на топливо на 30–40 % к 2035 году.
По нашему мнению, подача и отбор столь низких заявок на конкурс является механизмом обеспечения гарантированного финансового потока на долгосрочную перспективу. При значительном снижении потребления не прошедшие отбор и не получившие гарантированную оплату мощности по ДПМ-2 генераторы, в том числе ТЭЦ, являются наиболее уязвимыми с точки зрения рисков снижения цен на электроэнергию и мощность.
Ирина Золотова, директор Центра отраслевых исследований и консалтинга Финансового университета при Правительстве РФ:
– Напомню, что обсуждение действующего механизма поддержки модернизации электроэнергетики началось на закате программы ДПМ и «высвобождении» соответствующих инвестиционных средств. Конечные потребители, преимущественно промышленность, не увидели ожидаемое снижение цен на электроэнергию и, по сути, явились принудительными инвесторами, справедливо задаваясь вопросом «Что получат взамен?», держа в голове логику, что реализуемые мероприятия должны привести к повышению эффективности функционирования отрасли, а следовательно, как минимум к сдерживанию цен. Вопрос перспективного ценового тренда на электроэнергию обостряется уже существующими «надрыночными» механизмами на оптовом рынке мощности (надбавками «Крым, Калининград, Дальний Восток»), а также наличием перекрестного субсидирования (к слову, в 2022 году – это дата, к которой объем «перекрестки» должен был бы сведен к минимально допустимому уровню, мы отметим 30‑летний юбилей (!) данной проблемы с величиной свыше 300 миллиардов рублей).
Однако запущенный механизм модернизации не предусматривает при отборе соответствующих проектов каких‑либо факторов повышения энергоэффективности. Более того, «создает стимулы» для потенциального увеличения загрузки генерирующих активов с высокими показателями удельного расхода топлива (далее – УРУТ), в том числе к росту объемов выработки электроэнергии на конденсационных блоках с УРУТ на уровне 350–360 г у. т. / кВт*ч, что на 20–25 % выше рыночного индикатора соответствующего показателя первой ценовой зоны.
Относительно состоявшегося отбора месяц назад можно констатировать, что процедурно все прошло хорошо, конкурсный механизм работает, и это, бесспорно, положительный результат рассматриваемого проекта. К сожалению, относительно содержательных итогов такого вывода сделать нельзя: неожиданное удивление вызывает отсутствие теплофикационных генерирующих мощностей (ТЭЦ) в отобранных проектах, а также «исключение» проектов в остро востребованных регионах. Победители – проекты частичной замены элементов оборудования на базе существующих технологий, а следовательно, это лишь продление ресурса действующих электростанций.
И хотя справедливости ради стоит отметить, что, в отличие от программы ДПМ, механизм КОММод предусматривает (что, безусловно, правильно) привязку к перспективным документам в отрасли – Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики (в том числе в целях определения обоснованно необходимого объема модернизации исходя из балансовой ситуации), такими «темпами» модернизации мы не достигнем к 2030–2035 гг. целевых ориентиров по УРУТ ни Генсхемы (289 г у. т. / кВт*ч), ни Комплексного плана Правительства РФ по повышению энергоэффективности (255 г у. т. / кВт*ч), а потребители электроэнергии «пойдут» инвестировать в источники собственной генерации. А может, это и будет путем обновления (модернизации) отрасли?
Петр Бобылев, заместитель директора Департамента развития электроэнергетики Минэнерго России:
– Одним из фундаментов надежной и эффективной работы электростанций на рынке электроэнергии является обеспечение требуемого энергоэффективного уровня тепловой экономичности работы генерирующего оборудования.
Сегодня фактические коэффициенты полезного действия и, как следствие, удельные расходы условного топлива на ряде «классических» ТЭЦ соответствуют уровню, или даже меньше удельных расходов блоков ПГУ и находятся в районе 230–240 граммов. ПГУ имеет ряд иных преимуществ перед ТЭЦ, в частности в скорости набора и сброса нагрузки, однако эти аспекты могут решаться правильной диспетчеризацией.
За последние восемь лет в целом по стране снижение удельных расходов топлива на производство электроэнергии составило около 10 %. При этом наиболее передовыми названы ПАО «Мосэнерго», ПАО «ТГК-1», ПАО «Фортум» с уровнем удельных расходов топлива на производство электроэнергии в среднем по компании менее 240 г / кВт*ч.
Улучшение фактических показателей тепловой экономичности действующих электростанций и снижение удельных расходов топлива неминуемо и позитивно влияет на улучшение экологических показателей работы отрасли. Так, за последние пять лет снижение валовых выбросов в атмосферу от тепловой генерации электроэнергетики составило 15 % – такая динамика позволяет надеяться на дальнейшее снижение негативного воздействия ТЭС на окружающую среду.
В завершение мероприятия профессор, заведующий базовой кафедрой возобновляемых источников энергии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, д.э.н. Василий Зубакин поблагодарил коллег за продуктивную дискуссию, подчеркнув, что тема модернизации многогранна и является одной из насущных для энергетиков, ведь от реализации запланированных в рамках соответствующей программы мероприятий зависит будущее не только отрасли, но и экономики в целом. Аркадий Трачук в свою очередь пригласил всех к участию в следующих семинарах.
Елена Восканян
