С большой модернизацией и большой турбиной

В нынешнем году в энергетике РФ проходили два крупных процесса, которые стартовали после десяти лет горячих обсуждений. Это программа модернизации ТЭС за счет повышенных платежей с оптового рынка, где состоялись первые конкурсные отборы со своими сюрпризами и ошибками, и программа создания Россией своей газовой турбины большой мощности или полной локализации зарубежной модели. Вне зависимости от народнохозяйственной важности этих процессов при их стимулировании правительство задействует средства оптового рынка электроэнергии. По оценкам «Совета рынка», уже к 2021 году это приведет к тому, что доля нерыночных надбавок в оптовой цене превысит 80%.

В уходящем году прошли первые отборы в рамках программы модернизации ТЭС

Фото: Наталья Гарнелис / ТАСС

Эпохальное перевооружение

Важной характеристикой текущего года стало то, что случились наконец крупные события, которых в энергетике ждали почти десятилетие. Первое событие — это конкурсный отбор проектов модернизации старых ТЭС.

Одна из концепций, зародившихся практически сразу после завершения раздачи базовой серии договоров на поставку мощности (ДПМ; позволяют окупать строительство новых станций за счет повышенных платежей потребителей на оптовом рынке),— это «ДПМ-штрих», они же «ДПМ на модернизацию». Имеется в виду фактическое продление системы ДПМ, но с заменой строительства на модернизацию. Концепция «ДПМ-штрих» оформилась еще в 2012 году, а разговоры о ней шли и раньше. Тогда предлагалось на конкурсной основе до 2025 года модернизировать 18 ГВт старых станций.

Ранее концепция «ДПМ-штрих», поддерживаемая прежде всего «Газпром энергохолдингом» (ГЭХ) и «Интер РАО», рассматривалась в контексте целевой модели рынка и как альтернатива системе свободных двусторонних договоров, предлагавшейся Минэнерго. В 2015-м модель надлежало ввести. Но, не дожидаясь этой даты, разговор о модели рынка «концептуально увял» — не в последнюю очередь из-за понимания необходимости очистки рынка электроэнергии от перекрестного субсидирования тепла, для чего, в свою очередь, нужно было привести в порядок теплоснабжение, которое в рамках реформы РАО «ЕЭС России» сознательно решили не трогать. И казалось, что на фоне инерционного и неторопливого внедрения «альтернативной котельной» в тепле все разговоры о новых ДПМ или прочих реформах сошли на нет.

Однако по мере приближения к завершению базовых ДПМ и осознания государством «высвобождения» средств потребителей после окончания обязательных инвестпрограмм генкомпаний к вопросу о «ДПМ-штрих» было решено вернуться. В ноябре 2017-го концепцию модернизационных отборов поддержал Владимир Путин, в течение 2018-го велась доработка параметров отборов и новых договоров, а в 2019 году наконец прошли первые отборы.

«Основным событием для нас стали конкурсы по "ДПМ-штрих",— говорит замгендиректора по коммерции и развитию ПАО "Т Плюс" Александр Вилесов.— Их итоги привели к корректировке правил на последующие периоды, можно сказать, что основные стройки до 2025 года предопределены».

Конкурсы интересные

В конце января правительство утвердило десятилетнюю (с 2022 по 2031 год) программу модернизации ТЭС на 40 ГВт за 1,9 трлн руб. 85% объема разыгрывается в рамках КОМ, 15% отбирает в ручном режиме правкомиссия по вопросам развития электроэнергетики. По оценкам Минэнерго, прирост одноставочной цены на опте за счет этих отборов составит 1,4%, что не превысит инфляцию.

Весной прошел первый, «залповый» отбор на 2022–2024 годы (8,6 ГВт), который выявил две яркие тенденции. Во-первых, из-за высокой конкуренции цены на нем на 70% отстали от предельных значений, позволив сэкономить 300 млрд руб. А во-вторых, в отбор практически не прошли ТЭЦ, равно как не попали и проекты со сменой цикла на парогазовый. В своем роде уравновесили оба этих тренда итоги доотбора 1,8 ГВт на правкомиссии, где удельные затраты на 1 кВт оказались в пять раз выше, чем в конкурсной части, и квота в основном досталась ТЭЦ. На осеннем отборе — на 2025 год — 4 ГВт в конкурсной части оказались уже на 20% дороже, чем на первом конкурсе, при этом в отборе доля ГРЭС не превысила 40%.

Еще по итогам первого отбора возникла концепция существенного увеличения на отборе 2025 года квоты правкомиссии. Ее сторонниками были тепловая генерация, чьи ТЭЦ не проходят в конкурсную часть по затратам, и власти, заинтересованные в обновлении ветшающей региональной теплоэнергетики, а противниками — потребители, на расходы которых прямо влияет рост финансирования модернизации, следующий из увеличения внеконкурсного сегмента, а также Минэкономики и ФАС.

«Совет рынка» и Минэнерго в августе предложили повысить квоту правкомиссии на конкурсе на 2025 год с 0,6 до 2,5 ГВт. В ноябре это решение одобрил профильный вице-премьер Дмитрий Козак, а в начале текущей недели вышло постановление правительства, которое наделяет правкомиссию правом расширить квоту до этого уровня. Правкомиссия пока не прошла. Потребители, выражая несогласие с этой мерой, писали, что результатом расширения будет рост капитальных затрат по отобранным проектам до 70–80 млрд руб. Вместе с тем обсуждается вариант, по которому этот «ручной» отбор станет последним, и потом эта квота будет присоединена к общей конкурсной массе.

Большое и свое

С модернизационным процессом тесно переплетается попытка РФ разработать собственную или полностью локализовать зарубежную газовую турбину большой мощности (ГТБМ). Под конец года появилась определенность в том, как именно будет организован этот процесс. В декабре в связи с этим произошли два важных события: правительство определилось, как именно оно будет поощрять локализацию и строительство новых больших турбин, и «Силовым машинам», пусть и со второго раза, выдали госсубсидии на разработку собственной турбины.

Дискурс хорошо известен: Россия не строит свои ГТБМ, потому что пока не умеет. Два СП с зарубежными производителями — СТГТ Siemens и «Силовых машин» и «Русские газовые турбины» «Интер РАО» и GE — собирают в России турбины средней и большой мощности, также существует разработка Объединенной двигателестроительной корпорации (ОДК) с ГТД-110М, имидж которой был подорван ее полным разрушением в 2017 году в ходе испытаний.

Siemens и «Силовые машины» к октябрю вошли в открытый конфликт: глава «Силовых машин» Тимур Липатов заявил, что выступает против того, чтобы Siemens заключил специнвестконтракт (СПИК) с правительством на локализацию ГТБМ. Ему предшествовало заявление «Силовых машин» о том, что концерн намерен разрабатывать отечественную турбину самостоятельно, тогда как Siemens готов полностью локализовать в РФ турбину SGT-2000E. Как говорил в ноябре в интервью “Ъ” гендиректор Siemens в России Александр Либеров, Siemens не исключает партнерства с ГЭХом. Ранее обсуждалась возможность вхождения ГЭХа в СТГТ вместо «Силовых машин» после «дуэли» участников СП за выкуп доли друг друга и перепродажи 50% ГЭХу при удачном ее исходе. Немецкий холдинг собирался вложить в локализацию 1,3 млрд руб., он видит рынок в три-шесть турбин в год в течение ближайших 10–12 лет. «Силовые машины», в свою очередь, обещают изготовить пилотные образцы отечественных ГТБМ к началу 2024 года, а к 2025-му — наладить производство.

Несмотря на сомнения в способности компании выдержать сроки, со второго раза заявку «Силовых машин» на субсидии по НИОКР на 5 млрд руб. Минпромторг все же удовлетворил. При этом холдинг должен сделать работающую турбину до 2021 года и ввести в серию не менее восьми газовых турбин мощностью 60–80 МВт и не менее 14 турбин в диапазоне 150–180 МВт, а если не сделает этого, то получит крупный штраф. ОДК с ее ГТД-110М не пришла за субсидиями. Как предположил в интервью “Ъ” заместитель главы Минпромторга Василий Осьмаков, это может быть связано с тем, что компания уже миновала стадию НИОКР.

Для обкатки отечественных разработок поначалу предлагалось построить экспериментальную ТЭС на 1,4 ГВт на экспериментальных образцах российских ГТБМ, которые будут работать в рамках программы модернизации, а создатели — иметь льготы по штрафам при выходе оборудования из строя. Но к осени от этой идеи отказались, решив провести отдельный дополнительный отбор на 2 ГВт для расширения круга потенциальных поставщиков. В декабре Минэнерго разработало проект постановления, согласно которому в 2026–2028 годах планируется провести конкурс на эти 2 ГВт с установкой локализованных или отечественных ГТБМ мощностью от 65 МВт. В общей сложности планируется выставлять на конкурс по 560 МВт в первой ЦЗ и по 140 МВт во второй в год в 2026–2027 годах и 470 МВт и 130 МВт соответственно в 2028 году.

Этот год также характерен тем, что могло произойти, но не произошло. Не произошло, например, расторжения ДПМ. Такой прецедент мог бы открыть дорогу множеству других шагов по расторжению или внесению изменений в ДПМ, нарушающих устойчивость этой конструкции. Однако этого не случилось. «Русал» и «Юнипро», спор которых касался пожара на ДПМ-блоке Березовской ГРЭС в феврале 2016 года, пошли на мировую, избежав создания опасного прецедента, и урегулировали претензии свободным договором со скидкой в размере всего объема претензий «Русала» (386 млн руб.).

Количество процессов, в которых задействованы средства оптового рынка электроэнергии, продолжает увеличиваться. В результате добавления к ДПМ надбавок на стимулирование развития ВИЭ, строительства в Калининградской области и Крыму новой генерации, снижения энерготарифов на Дальнем Востоке к 2021 году, сообщил «Совет рынка», доля нерыночных надбавок в цене мощности составит 81% против 14% в 2011 году. Уже ведется дискуссия о новых надбавках в рамках ДПМ ВИЭ-2 — механизма поддержки «зеленой» генерации в 2025–2035 годах.

Медленное потепление

В области теплоснабжения знаковое событие произошло в прошлом году: реализован первый проект альтернативной котельной Сибирской генерирующей компании в Рубцовске Алтайского края. В текущем году в июле к нему прибавился еще один населенный пункт Сибири — небольшой рабочий поселок Линево в Новосибирской области. А с 1 января на систему альткотельной перейдет гораздо более крупный город — Ульяновск, который станет первым подобным населенным пунктом в европейской части РФ. С того же момента альткотельная вводится и в Барнауле. Очень важным для тепловой генерации, говорит Александр Вилесов, стал переход двух крупных муниципалитетов на новую модель рынка тепла. «Мы надеемся, что этот процесс продолжится, тогда мы сможем удвоить инвестиции в теплосети»,— отмечает он. По данным Минэнерго, вопрос о переходе на альткотельную прорабатывают еще 25 муниципальных образований.

Вместе с тем, несмотря на потепление отношения к конструкции альткотельной среди региональных чиновников, они зачастую все еще относятся к ней настороженно. Причем слабое понимание сути альткотельной — зачастую проблема не только региональных властей, но и федеральных органов. Красноречивый пример: вызвавший большой резонанс проект ФЗ «Об основах госрегулирования тарифов», разработанный ФАС и предполагающий унификацию тарифного законодательства во всех отраслях, содержал закрытый перечень из четырех методов регулирования: бенчмаркинг, индексация, затратный метод и RAB. Таким образом, проект полностью исключал возможность существования ранее утвержденной альтернативной котельной, поскольку эталонные расходы рассматривались только в приложении к операционным, не к капитальным. На что ФАС немедленно и указали ведомства, с которыми согласовывался проект.

Хозяйство и сдерживание цен

«По результатам года мы видим два фундаментальных тренда: "хозяйственный", направленный на повышение операционной эффективности инфраструктуры внутри страны, и "выжидательный" — в части стратегических приоритетов развития и обеспечения глобальной конкурентоспособности в мире, который все больше делает ставку на безусловный приоритет климатической повестки»,— говорит Сергей Роженко, менеджер практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства КПМГ. В части «хозяйственной» эффективности, отмечает эксперт, наиболее важным шагом в 2019 году стало сохранение принципа сдерживания тарифов «по инфляции» — своеобразного государственного симулякра конкуренции в естественно-монопольной сфере. Отрасль «ушла в себя» и занялась планомерным и методичным наведением порядка, говорит он. «Несмотря на, казалось бы, "топорность" такого регуляторного инструмента, прогресс в качестве услуг и эффективности оказался огромным,— замечает господин Роженко.— И в отрасли тут все выглядит максимально прагматично: люди научились ездить по миру, искать хорошие примеры, а потом адаптировать технологии и процессы к российским реалиям. Просто, без цифровых прорывов и "наноинноваций", можно отремонтировать окна, "чтобы не дуло", и поставить температурное регулирование, а также установить АСУТП на подстанцию и заменить провод на СИП в сельских сетях, снизив потери в два-три раза».

Процесс наведения банального порядка выявил, что энергетика на местах очень неэффективна, отмечает эксперт. Например, процесс теплоснабжения в России по сравнению со странами Скандинавии в разы менее эффективен. «Однако навести порядок в области теплоснабжения, снизив потери и потребление, и сохранить одновременно с этим гигантский отпуск тепла (а Россия вырабатывает 40–50% тепла в мире) физически невозможно, а это означает отказ от доктрины "вечного роста" затрат,— говорит Сергей Роженко.— Но компании готовы идти на это чисто из прагматических соображений». В этом, и, к сожалению, только в этом, контексте можно оценивать целесообразность принятия решения о модернизации ТЭС на 40 ГВт, говорит господин Роженко. По мнению КПМГ, в области повышения операционной эффективности в энергетике существует существенный запас, который поможет компаниям продержаться достаточно долго. «Тем не менее участникам рынка и регулятору все более очевидным становится нарастающая потребность стратегического целеполагания, которая заложит основы будущего уровня конкурентоспособности экономики страны в целом»,— отмечает он.