Российская электроэнергетика вступает в период тотального обновления стареющих генерирующих мощностей, который определит ее облик на много лет вперед. По оценке и генераторов, и потребителей, традиционная энергетика будет доминировать в энергосистеме с существенным преобладанием над другими видами генерации. В ходе стартующей сегодня Российской энергетической недели участники рынка, представители профильных ведомств и эксперты обсудят, удастся ли России выдержать баланс между консервацией монументальных достижений советской энергетики и первого десятилетия реформы и внедрением новых технологий, которые при других обстоятельствах кардинально поменяли бы ее облик.

Традиции энергосистемы

В рамках Российской энергетической недели (РЭН), которая начинается 3 октября, генерация, электросетевой комплекс, сбытовой сектор, потребители и ведомства подведут итоги работы энергетического комплекса и попытаются спрогнозировать будущее. Что думают участники отрасли о том, как будет выглядеть российская электроэнергетика через десять лет?

По мнению представителей российских генерирующих компаний, традиционная генерация и через десять лет продолжит доминировать в энергосистеме РФ. «Принципиально ситуация по балансу мощности в энергосистеме не изменится в ближайшие 10 лет, — полагает генеральный директор ООО „Газпром энергохолдинг“ (ГЭХ) Денис Федоров. — Наиболее значительно вырастет доля возобновляемых источников энергии (с 0,3% до 2,6%) при условии сохранения поддержки со стороны государства. Доминирование тепловой генерации будет сохраняться с общей долей в балансе около 65%».

«Я вижу электроэнергетику через десять лет динамично развивающейся, — говорит член правления „Интер РАО“ Александра Панина. — Полагаю, что за эти десять лет мы пройдем достаточно большой путь, появятся новые современные технологии. Я думаю, что доля традиционной генерации сохранится и, возможно, даже увеличится». При этом, добавляет госпожа Панина, возможно, российский рынок увидит определенные новшества в сфере накопителей электроэнергии. «Новая структура энергетики радикально не поменяет правила функционирования рынка, — полагает она. — Тем не менее, я надеюсь, что мы сумеем развить за это время наш оптовый рынок, перейдем к новой модели взаимоотношений. Мне кажется, что целевая модель — это свободные двусторонние договоры (СДД) и развитие различных рыночных механизмов долгосрочного хеджирования».

При этом, по мнению генераторов, модернизация тепловых электростанций является принципиальной для надежной работы и дальнейшего развития энергосистемы РФ. Возраст генерирующего оборудования России среди стран БРИКС — самый значительный (в среднем около 34 лет), говорит Денис Федоров. «При этом Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики уже предусматривается обновление мощностей общим объемом до 39 ГВт, — подчеркивает топ-менеджер. — Это позволит сократить темп старения оборудования и обеспечить переход на более энергоэффективные технологии. Считаем, что с учетом географического положения нашей страны и с учетом большой доли тепловой генерации обновление и развитие именно этого сегмента должно быть в приоритете».

Тепловая модернизация

Программа модернизации тепловых электростанций, принципиально одобренная президентом Владимиром Путиным 14 ноября 2017 года, получила официальный старт в августе, когда об этом было объявлено на заседании президентской комиссии по развитию ТЭК в Кемерово. Она приходит на смену программе договоров на поставку мощности (ДПМ), запущенной в 2010 году. Сегодня стройки по ДПМ в подавляющем большинстве своем завершены, но повышенные платежи генерирующим компаниям еще идут (пик придется на 2021–2022 годы, к 2026 году они должны прекратиться), обеспечивая положительный свободный денежный поток.

В рамках ДПМ в РФ было построено и реконструировано 30 ГВт электростанций. Модернизационная программа, которая продлится до 2035 года, охватывает 39 ГВт энергомощностей с оборудованием старше 40 лет — исчерпавшего парковый ресурс, но все еще высоковостребованного.

Как и в классических ДПМ, период окупаемости составит 16 лет, в течение 15 лет инвесторам будет начисляться повышенная плата за мощность, размер которой обеспечит гарантированную доходность на вложенный капитал. Несмотря на твердое намерение правительства несколько снизить стоимость ДПМ на модернизацию относительно ДПМ первого цикла, где базовый уровень доходности (WACC) составлял 14% при корректировке на ставку доходности ОФЗ 8,5%, энергетикам при помощи экс-главы Минэнерго Сергея Шматко удалось добиться пересмотра решения вице-премьера Дмитрия Козака о снижении этих показателей до 12% и 7,5% соответственно и вернуть их к уровню первых ДПМ.

Стоимость программы ранее оценивалась в 1,35 трлн рублей; в августе глава Минэнерго Александр Новак говорил, что «речь идет об инвестициях до 1,5 трлн рублей в создание и модернизацию основного оборудования тепловых электростанций». Согласно презентации Минэнерго, до 2035 года максимально возможная нагрузка на потребителей составит 1,8 трлн рублей. К этой сумме следует добавить 786 млрд рублей на повышение цены КОМ на весь период. Но крупные промышленные потребители — категорические противники модернизации за счет повышенных платежей за мощность — едко характеризуют новую программу как «оплачиваемый потребителями капитальный ремонт» и оценивают ее реальную стоимость кратно выше, чем Минэнерго: по данным ассоциации «Русская сталь», дополнительная нагрузка на промышленных потребителей превысит 4,4 трлн рублей, и это даже без учета ускоренного роста цены мощности, отобранной на КОМ, который обойдется еще в 1,6 трлн рублей.

Безусловная локализация

Одним из ключевых условий, заложенных в программу модернизации, стало стимулирование использования отечественного оборудования: оплачиваться будут только проекты, соответствующие требованию по минимальному уровню локализации. В изначальном варианте речь шла об обязательном достижении локализации в 90% для участия в отборе. Однако на заседании комиссии по ТЭК в Кемерово президент указал на необходимость увеличить ее до 100%. «Сегодня речь идет о строительстве ресурсосберегающих экологических станций, которые заменят устаревшие, ненадежные установки с низкими экологическими стандартами и экономической отдачей, — говорил Владимир Путин. — Причем сделать это нужно с максимальной опорой на оборудование отечественного производства, вплоть до его стопроцентой локализации, если изначальным источником являются наши иностранные партнеры».

По данным «Ъ», для турбин мощностью свыше 65 МВт достижение 100%-ой локализации будет отложено до 2025 года. Для производителей полностью локализованных газовых турбин большой мощности инвестиционное решение зависит от того, будет ли на них гарантированный долгосрочный спрос.

Модернизационная программа создает стабильный спрос на высоколокализованное оборудование. Россия пытается одновременно идти двумя путями: с одной стороны, настаивая на максимальной локализации энергооборудования, произведенного по зарубежным технологиям, а с другой — стимулируя разработку собственной газовой турбины большой мощности (свыше 65 МВт). Своей технологии пока в России нет. Разработка российской турбины «с нуля» займет время, а первые поставки мощности по модернизационной программе должны начаться уже через пять лет. «Я уверен, что к концу года мы запустим этот процесс, и уже в ноябре будут проведены конкурсы на период с 2022 по 2024 годы, — говорил в августе министр энергетики Александр Новак. — Общий объем — 10 ГВт». В июле Siemens заявлял, что концерн намерен нарастить уровень локализации производства турбин до 90%, чтобы принять участие в программе модернизации. Достичь такого показателя планируется для турбины STG 2000E, обсуждаются турбины SGT 4000 °F и, вместе с партнерами, H-100.

Россия пытается одновременно идти двумя путями: с одной стороны, настаивая на максимальной локализации энергооборудования, произведенного по зарубежным технологиям, а с другой — стимулируя разработку собственной газовой турбины большой мощности

«Мы идем по пути последовательного наращивания локализации производства и сервиса энергетического оборудования. Нашей базой для этого является совместное предприятие „Сименс Технологии Газовых Турбин“ (СТГТ), которое занимается разработкой, производством и сервисным обслуживанием газовых турбин мощностью выше 60 МВт для рынка России и СНГ. Уровень локализации газовой турбины SGT5-2000Е, выпускаемой СТГТ, на декабрь 2017 года превысил 50%, что позволяет считать ее российским продуктом. Именно она является одной из наиболее востребованных на российском рынке турбин Siemens большой мощности и может стать основой многих проектов в рамках программы ДПМ-2. Отвечая на запросы отрасли, мы планомерно увеличиваем долю местных материалов, компонентов, работ и сервиса для достижения полной локализации турбины SGT5-2000Е в России», — прокомментировал Александр Либеров, президент Siemens в России.

Компания уже локализовала сервис газовых турбин в России, введя в эксплуатацию в мае новый цех на СТГТ по ремонту и восстановлению лопаток для газовых турбин.

Государство рассматривает несколько видов поддержки разработки и использования экспериментальных образцов газовых турбин большой мощности. Во-первых, власти готовы принять во внимание их экспериментальный характер: Минэнерго предложило сделать для этих турбин неограниченный грейс-период (нештрафуемую отсрочку ввода). Во-вторых, на проекты, где устанавливаются пилотные образцы российских турбин большой мощности, предложено распространить механизм конкурентного отбора мощности новой генерации, где предельный платеж за мощность в 3–4 раза выше текущих платежей по ДПМ и в 7–12 раз выше цены стандартного КОМ (1,7 млн рублей против 450–550 тыс. рублей и 134–225 тыс. рублей за МВт в месяц соответственно). В-третьих, в проекте федерального бюджета на 2019–2021 годы предусмотрено выделение 7 млрд рублей на субсидирование части научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по производству газовых турбин большой мощности.

Модернизация, вне зависимости от оценки самого решения о ее проведении, принесет больше пользы при более фундаментальной реконструкции имеющихся мощностей: как оценивает Siemens, глубокая модернизация, несмотря на заметно более высокие затраты на 1 кВт установленной мощности, существенно эффективнее частичной. Модернизация паросиловой установки обойдется в 7,5–11,3 тыс. рублей на кВт, репауэринг (преобразование паросиловой установки в блок ПГУ) — в 18,8–26,3 тыс. рублей, полная реконструкция (строительство нового блока ПГУ) — в 33,8–41,3 тыс. рублей. Однако полная реконструкция повышает КПД на 15–20% в зависимости от типа турбины, увеличивает срок службы до 35–40 лет и выражается в снижении нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) на 19% к стартовой величине. «В долгосрочной перспективе полная реконструкция является наиболее эффективным и экономичным подходом, — сообщает компания в брошюре по российской модернизационной программе. — Возможно, она потребует больших усилий, но в то же время представляет исключительную ценность».

Побег из энергосистемы

Потребители же, рассчитывавшие на снижение ценовой нагрузки на них после прекращения платежей по программе ДПМ, небезосновательно досадуют на решение о модернизации. По их мнению, это решение вкупе с мерами поддержки развития генерации в изолированных и удаленных регионах через оптовый рынок (напомним, планируется модернизировать или заместить 1,3–2 ГВт тепловой мощности в неценовых зонах, уложившись в 152 млрд рублей), а также вероятным введением оплаты резерва неиспользуемой мощности приведет к тому, что рост затрат на поддержание единой энергосистемы будет делать всё более привлекательным строительство локальных источников.

«Через десять лет, скорее всего, в Российской Федерации будет очень мощная энергосистема с очень большим запасом мощности, — говорит председатель наблюдательного совета ассоциации „Сообщество потребителей энергии“ Александр Старченко. — Она будет состоять, я думаю, процентов на 60 из того, что было построено еще во времена СССР и модернизировано в последнее время, плюс построенное по программе ДПМ. Все это будут пытаться поддерживать, объясняя тем, что это мобилизационные мощности, и они должны существовать. Но при этом частная энергетика не разовьется в той степени, в какой могла бы». Совокупная стоимость электроэнергии, по мнению господина Старченко, вырастет и, наверное, достигнет в абсолютных цифрах величины, близкой к европейской или американской. Он объясняет это тем, что Россия отказывается перестраивать свою энергосистему в соответствии с теми структурными изменениями, которые произошли в электроэнергетике в последнее время.

Через десять лет, скорее всего, в Российской Федерации будет очень мощная энергосистема с очень большим запасом мощности

Как говорит господин Старченко, появление технологий коммерчески эффективного хранения электроэнергии и новых способов управления и организации взаимодействия между большим на несколько порядков количеством контрагентов, чем это было возможно даже в самых сложных многоузловых моделях энергосистем, привело к сокращению потребности в максимальной пиковой мощности практически в 1,5 раза и лишило смысла многократное резервирование в энергосистеме. «В традиционной модели потребители всегда считались абсолютно стохастическим элементом, и сети строили свои подстанции в расчете на случайное совпадение максимума всех потребителей в этой зоне, — рассказывает он. — По нормативам даже положено иметь загрузку трансформатора на подстанции не более 50%, чтобы в крайнем случае один из них мог выдержать нагрузку от двух, от пика. А пик всегда считался статистически, по совпадению всех заявок. И как раз это и перестало быть актуальным». По его мнению, избыточны и генерирующие мощности. Поддержание старой архитектуры энергосистемы приведет к техническому отставанию: во всем мире доля энергетики в расходах экономики будет сокращаться, но не в России, полагает господин Старченко. Однако, уверен он, рынок сбалансирует и этот перекос. «Чем дальше традиционная система пытается свою неэффективность перекладывать на окружающих, чем больше у нее административных ресурсов, чтобы обеспечить принятие таких решений как ДПМ на модернизацию, тем выше у потребителя IRR (внутренняя норма доходности — „Ъ“) по строительству собственных источников энергии», — говорит он. Государство не сможет приказать потребителю перестать вырабатывать электроэнергию — оно может запретить ее продавать, но тогда потребители начнут ею обмениваться, появятся производные инструменты. «Это затоптать не получится», — уверен Александр Старченко.

Отражение в технологиях

Косвенно подтверждает спрос на локальные энергоисточники и состояние рынка решений для распределенной генерации. В данный момент, хотя большинство российских регуляторов и не выделяют распределенную энергетику в статистике, по оценке «Сколково» и McKinsey, в 2017 году в ЕЭС России наличествует около 5 ГВт распределенной генерации мощностью менее 25 МВт и не менее 10 ГВт оборудования мощностью свыше 25 МВт; вне ЕЭС, по данным Росстата на 2016 год, эксплуатируется еще 8,5 ГВт станций менее 25 МВт мощности. Долю распределенной генерации в энергосистеме по итогам 2017 года «Сколково» оценивает в 9–9,5% (суммарно 23–24 ГВт). По оценке «Сколково», построенной на основе сложившихся трендов, к 2035 году будет введено в зависимости от сценария 12–32 ГВт собственной генерации. Компании, локализующие оборудование в РФ, отвечают на имеющийся спрос. Так, Siemens уже строит для ТАИФ собственную электростанцию на 495 МВт, покрывающую нужды существующих предприятий «Нижнекамскнефтехима» и расширения его производств. Ввод запланирован на второй квартал 2021 года.

Постепенно в России развивается и рынок оборудования для возобновляемой энергетики, которого ранее не было. Бесспорно, отчасти он создан искусственно, поскольку более или менее высокие пороги локализации заложены в условия участия в программе ДПМ ВИЭ, целью которой ставится доведение доли возобновляемой энергетики в энергобалансе до 4,5%, а объем мощности зеленых станций — до 6 ГВт к 2024 году. Сейчас предлагается продлить ее после 2024 года. Однако и программа, насаждаемая сверху, все равно обеспечивает РФ локализованной энергомашиностроительной базой, формирование которой сейчас идет. Так, в сентябре о создании СП по производству стальных башен ветроэнергетических установок объявили «Северсталь», «Роснано» и испанская Windar Renovables, которая выступит донором технологии и получит 51% в СП. Предприятие будет расположено в Ростовской области и рассчитывает выйти на объем производства 300 МВт в год через два года.

Постепенно в России развивается и рынок оборудования для возобновляемой энергетики, которого ранее не было

Siemens Gamesa (СП Siemens с испанской Gamesa) и СТГТ 5 сентября подписали соглашение о сотрудничестве, результатом которого станет выпуск гондол, ступиц и трансмиссий для ветроустановок на заводе СТГТ в Ленинградской области. Сборка ветроустановок мощностью 3,4 МВт с применением этих комплектующих начнется в 2019 году. Поставки готовых ветроустановок будут ориентированы на российский рынок — они начнутся в 2020 году.

Глава «Роснано» Анатолий Чубайс в июне говорил, что, по расчетам компании, к 2025 году объем производства оборудования для генерации на основе ВИЭ в России достигнет 2 ГВт. При этом, по его словам, Россия сможет стать экспортером этого оборудования: половину гигаватта из этих двух можно будет поставлять на экспорт.

Таким образом, принимаемые сегодня решения о векторе развития энергосистемы окажут влияние не только на технологический облик российской энергетики через десять лет, но и на структуру смежных рынков, в том числе рынка энергетического оборудования. В какой степени эти решения будут соответствовать современному уровню развития энергетических технологий, а в какой — закреплять уже имеющиеся достижения, покажет время.

Наталья Семашко