Турбулентный модерн
Электрогенерация
Модернизации тепловой энергетики дан официальный старт — осталось только назначить дату первых отборов проектов. Последние штрихи в программу вносятся уже в самый канун конкурса, и к дискуссии привлекаются влиятельные фигуры, заметно смещающие баланс то в пользу генераторов, то в пользу потребителей. Может оказаться, что программа модернизации пока ограничится пробными 3 ГВт.
Решение о программе модернизации старых ТЭС принято, но ее масштаб остается предметом дискуссий
Фото: Антон Ваганов, Коммерсантъ / купить фото
Модернизационный сдвиг
Рынок замер в ожидании окончательных параметров программы модернизации 39 ГВт старых тепловых мощностей и проведения первых конкурсов, где должны определить список модернизационных проектов. В рамках программы предлагается обновить оборудование старых, но востребованных ТЭС и до 2035 года финансировать их модернизацию за счет повышенной платы за мощность, то есть за счет механизма, аналогичного договорам на поставку мощности (ДПМ), которые заключались в 2010 году и по которым было построено около 30 ГВт новых мощностей.
Решение о проведении нового этапа программы ДПМ, скорее всего, можно считать окончательным. Если год назад президент одобрил ее концептуально, то 27 августа, выступая на заседании президентской комиссии по ТЭК в Кемерово, он, подтвердив необходимость ее реализации, уточнил, как модернизация должна быть проведена: ее следует осуществлять "с максимальной опорой на оборудование отечественного производства вплоть до его стопроцентной локализации, если изначальным источником являются наши иностранные партнеры", и "капитальные вложения не должны перекладываться на плечи потребителей".
Объем программы Минэнерго оценивает в 1,35 трлн руб., максимальную нагрузку на потребителя — в 1,797 трлн руб. в том случае, если станции будут отобраны по наиболее дорогостоящему сценарию — по предельным капзатратам. Еще в 786 млрд руб. обойдется поэтапное повышение цены конкурентных отборов мощности (КОМ). Сверх 39 ГВт в ценовых зонах оптового рынка предлагается модернизировать и заместить примерно 1,3-2 ГВт мощности в неценовых зонах (152 млрд руб.).
Проект постановления правительства "О проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций", опубликованный Минэнерго еще в январе, в июле прошел общественное обсуждение. Замечания, судя по своду, опубликованному на regulation.gov.ru, были проанализированы и в некоторой части учтены министерством.
Какой объем мощности в итоге будет отобран, пока предсказать сложно. Еще в апреле "Системный оператор" провел имитационный отбор, на который генераторы подали 388 проектов на 57,9 ГВт, в том числе 7,7 ГВт новых строек. Тест показал, что критериям отбора, обозначенным в проекте, соответствуют лишь 28% заявок (16,4 ГВт). Критерии — это коэффициент востребованности в 2016-2017 годах не менее 50%, возраст оборудования не менее 40 лет, полностью выработанный парковый ресурс на год начала поставки мощности, при этом оборудование не должно быть введено по ДПМ.
Одним из критериев модернизации является 90-процентная локализация производства используемого оборудования в РФ. Так зафиксировано в модели, однако она может измениться в связи с заявлением президента о необходимости выхода на стопроцентную локализацию. Для крупных турбин переход отложен до 2025 года. Это не в последнюю очередь связано с тем, что параллельно ведется разработка российской газовой турбины большой мощности — по словам главы Минпромторга Дениса Мантурова, на это отведен срок до 2021 года. Однако российские энергомашиностроители находятся либо в самом начале процесса (как "Силовые машины", объявившие в апреле о намерении разрабатывать отечественный прототип), либо пока не могут завершить испытания (как Объединенная двигателестроительная корпорация). Впрочем, для российского экспериментального оборудования, установленного на модернизированных ТЭС, уже предложено предусмотреть неопределенно долгий срок нештрафуемой задержки ввода в эксплуатацию.
В соответствии с проектом постановления правительства первый отбор модернизируемых мощностей должен пройти до "шестилетнего КОМа", который, в свою очередь, должен состояться до 15 декабря. Впрочем, есть вероятность не успеть. В минувший четверг замминистра энергетики Вячеслав Кравченко допустил возможность переноса КОМа на 2019 год, хотя заверил, что министерство приложит все усилия к тому, чтобы провести модернизационный отбор в нынешнем году. 20 сентября набсовет "Совета рынка" уже поменял регламенты таким образом, чтобы провести отбор до 1 декабря.
Перемены под дедлайн
Несмотря на близость отбора, ситуация продолжает развиваться. Центральной фигурой происходящего стал вице-премьер Дмитрий Козак, который в мае сменил Аркадия Дворковича в роли куратора энергоотрасли.
В конце августа развернулась жесткая дискуссия по вопросу WACC (базового уровня доходности вложенного капитала). Вначале предлагалось все финансовые условия полностью скопировать с ДПМ первого цикла: срок окупаемости 16 лет, повышенные платежи за мощность поступают в течение 15 лет, WACC составляет 14%, в основе — долгосрочная доходность ОФЗ на уровне 8,5%. На совещании 22 августа у Дмитрия Козака, поддержавшего позицию Минэкономики, было решено снизить WACC до 12% при доходности ОФЗ 7,5%. Однако уже 27 августа экс-министр энергетики Сергей Шматко попросил президента вернуть WACC к исходным параметрам. Его поддержали ответственный секретарь президентской комиссии по ТЭК Игорь Сечин и глава Минэнерго Александр Новак, которым президент поручил проработать это предложение.
В сентябре на первый план вышел вопрос объемов модернизации. По итогам состоявшегося 19 сентября совещания с металлургическим сектором Дмитрий Козак дал ряд поручений, меняющих подход к формированию модернизационной программы и соответствующих интересам крупных промышленных потребителей. Минэнерго, Минпромторгу и Минэкономики поручено дополнить критерии отбора путем включения в них параметров фактической эффективности (коэффициента использования установочной мощности (КИУМ), удельного расхода условного топлива (УРУТ)). Ведомства также должны предусмотреть дифференциацию оплаты мощности модернизированного объекта в зависимости от будущей фактической загрузки (в первом витке ДПМ-программы такой зависимости не было). Новацией стало и предложение учета в цене мощности объекта дополнительных доходов от реализации тепла. Напомним, в действующем механизме рынок мощности отчасти субсидирует недофинансируемый рынок тепла, поскольку вынужденная генерация, до сих пор существующая, зачастую получает повышенный тариф на мощность (порой кратно превышающий цену КОМ или даже ДПМ) только из-за того, что электростанция необходима для выработки тепла. Сейчас доходы от тепла решено вычитать из платы за мощность, что может быть существенным для тех станций, которые имеют платежеспособных промышленных потребителей пара.
Первый отбор, который планировалось проводить в течение нескольких лет, на том же совещании предложили сократить как во времени, так и по мощности. Дмитрий Козак поручил провести однолетний отбор на 3 ГВт, тогда как изначально Минэнерго планировало выставить на торги 11 ГВт в 2022-2024 годах 3, 4 и 4 ГВт. Минэнерго выступает против однолетнего отбора, сообщил 26 сентября замминистра Вячеслав Кравченко.
Накладно или прибыльно
Дискуссия о том, как модернизация отразится на финансовом положении производителей и потребителей, а также на экономике РФ, продолжается. Металлургические компании, участвовавшие в совещании у господина Козака, полагают, что стоимость программы для потребителей сильно недооценена. По расчетам ассоциации "Русская сталь" (предприятия черной металлургии), дополнительная нагрузка на реальный сектор России до 2046 года составит 5,5 трлн руб., в том числе для отрасли черной металлургии — 260 млрд руб. Впрочем, парировал глава "Совета производителей энергии" (объединяет крупную тепловую генерацию) Дмитрий Вологжанин, "по оценке McKinsey, инвестиции непосредственно в металлургию в рамках проекта модернизации ТЭС составят порядка 200 млрд руб.", а мультипликативный экономический эффект от инвестирования средств — более 1,1 трлн руб.
По расчетам ассоциации "Сообщество потребителей энергии" (крупные и средние промышленные потребители), рост цен и тарифов на электроэнергию, вызванный модернизацией вкупе с возможными изменениями в тарификации электросетевого комплекса, в 1,5 раза превысит уровень инфляции, "что прямо нарушает поручения президента и правительства". "Предложенный Минэнерго порядок финансирования проектов обновления электростанций обойдется России свыше 5% ВВП,— говорится в сообщении "Сообщества потребителей энергии".— Но главная проблема в том, что нет механизма контроля эффективности этих инвестиций, а значит, повторяются ошибки предыдущей программы ДПМ, когда потребители оплачивали новые, но не работающие электростанции. Вдобавок у некоторых потребителей есть прямой конфликт интересов: в их структуре есть крупные генерирующие компании, которые потребляют добываемый ими же уголь". Ассоциация предлагает контролировать эффективность расходов на модернизацию путем снижения платы потребителей при простое модернизированных мощностей или снижения ими выработки, а также обеспечения участия потребителей в работе комиссии по отбору модернизируемых объектов.
А соседи все строили и строили
Со своими старыми мощностями Китай обходится без сантиментов: просто закрывает. А также запрещает вводить оборудование, не отвечающее определенным параметрам. Еще в 2000-х годах власти КНР, чтобы предотвратить дальнейшее ухудшение экологической ситуации в стране, решили прекратить эксплуатацию наиболее старых и мелких станций, и они были закрыты. В 2006 году Государственный комитет по развитию и реформе (ГКРР) Госсовета КНР объявил, что будет утверждать только строительство станций от 600 МВт исключительно на сверх- и суперсверхкритических параметрах пара. Текущим пятилетним планом на 2016-2020 годы, который в 2017 году был дополнен в части энергетики, предусмотрено множество мер, направленных на улучшение состояния окружающей среды и предотвращение изменения климата. Среди них, в частности, снижение доли угольных станций в энергобалансе до 58% (по итогам 2017 года — 60,4%), сокращение энергопотребления на единицу ВВП (с 2015 до 2020 года — на 15%) и сдерживание роста установленной мощности угольных станций — к 2020 году она не должна превышать 1,1 тыс. ГВт (сегодня — 993 ГВт).
Однако строгость законов компенсируется необязательностью их исполнения, и на уровне регионов сокращения угольных мощностей не происходит. Несмотря на падение КИУМ (коэффициента использования установленной мощности) — по стране он ниже 50% — китайская промышленность продолжает строить угольные станции для собственных нужд. Причина этого — в относительной дешевизне выработки 1 кВт ч на угле, а также в том, что так китайская промышленность обеспечивает себе энергетическую автономию и относительно большую стабильность. Период бесконтрольных строек формально завершился, но в 2006-2015 годах Китай вводил по 5 ГВт угольной генерации в месяц (для сравнения: мощность угольной энергетики Великобритании составляет 14 ГВт).
26 сентября агентство CoalSwarm выпустило отчет, согласно которому в данный момент в Китае строится 259 ГВт угольной мощности с суммарными капзатратами $210 млрд. Реализация этих проектов приведет к приросту мощности угольных станций в стране на 25% и превышению установленного пятилетним планом порога. Бум строительства стал результатом ослабления контроля центра над процессом декарбонизации: в сентябре 2014 года полномочия по согласованию строек были переданы от ГКРР провинциальным властям, а в марте 2015 года от китайского Министерства охраны окружающей среды в регионы передали и оценку экологической безопасности станций. А местные власти без лишних вопросов разрешали строительство. Только в марте 2016 года власти спохватились и начали запрещать новые стройки.
Строительство стимулирует изменение обстоятельств: возобновление спроса со стороны промышленности привело к оживлению замороженных проектов (по данным CoalSwarm, реанимировано ранее прекращенное строительство в объеме как минимум 46 ГВт). По данным Госстата КНР, в первом полугодии энергопотребление в стране выросло на 9,4%, ряд провинций в летний пик испытывал энергодефицит (Шаньдун — около 3 ГВт).
Госполитика поневоле смещается вслед за спросом. В мае Государственный комитет по энергетике разрешил возобновить строительство угольных ТЭС в провинциях Шэньси, Хубэй, Цзянси и Аньхой, еще в четырех провинциях ограничения были сняты частично. Эксперты полагают, что разворота политики сдерживания роста угольной мощности не предвидится, однако возможны новые точечные послабления.