Для преодоления энергодефицита и дальнейшего развития российской энергетики планируются ввод новых мощностей и модернизация существующих. В соответствии с Генсхемой размещения объектов электроэнергетики в перспективе 18 лет планируется ввести 88,5 ГВт установленных мощностей. Однако для этого нужны не только значительные инвестиции, но и своевременные поставки оборудования для новых проектов. Насколько на них можно рассчитывать — обсудили участники Энергетического форума «ТЭК России: перспективы и вызовы».

Александр Шохин, президент РСПП:

«Доля неэнергетического сектора в экономике растет, но ТЭК остается ее базисом и основой развития.
Несмотря на вызовы, в том числе внешние, которые надо преодолевать, а не адаптироваться к ним. Это ограниченная доступность технологий, необходимость выхода на новые рынки, сложности с транспортировкой и логистикой, динамичность и иногда даже непредсказуемость изменений в налогообложении. Эти проблемы будут сохраняться.

Что касается общего ослабления режима экономических санкций, то рассчитывать на это в ближайшее время не приходится. Американцы, возможно, что-то могут ослабить, зато европейцы что-то усилят.
Хотя ТЭК традиционно рассматривается как лидер, генерирующий доходы, нуждается в поддержке. В частности, проектов технологического лидерства, импортозамещения, причем как в части удовлетворения спроса со стороны самого ТЭКа».



Сергей Павлушко, первый заместитель председателя правления АО «СО ЕЭС»:

«В России накоплен серьезный практический опыт в сфере реализации программ развития энергетической инфраструктуры. Так, за время существования программы ДПМ, включая программы по АЭС, ГЭС и ВИЭ, в стране было введено или планируется к вводу около 53 тыс. МВт новой генерации. Это позволяет говорить о достижимости заявленных в документах перспективного планирования показателей. Потребности в энергетическом оборудовании основаны на сценарии развития и прогнозах, заложенных в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года.

Наряду с проектами нового строительства к числу основных приоритетов в развитии энергосистем относится модернизация действующих мощностей. Согласно плану, в первую очередь она затронет генерирующее оборудование ТЭС совокупной мощностью 63,9 ГВт.

Самым дешевым способом сохранения генерирующего оборудования является модернизация. Модернизировать существующее оборудование в два раза дешевле, чем построить вместо него новое. Это как минимум продлевает ресурс. А во-вторых, удешевляет стоимость всех мероприятий, которые учитываются в генеральной схеме.

До 2042 года отрасли потребуется 270 газовых турбин общей мощностью почти 33,7 ГВт. Сейчас уже введена первая отечественная турбина ГТД-110 в составе оборудования ТЭС «Ударная» в ОЭС Юга. Мы очень рассчитываем на тиражирование этого опыта. Кроме того, нам необходимы 354 паровые турбины общей мощностью около 65,2 ГВт.

Если по паровым турбинам в целом технологически, мы понимаем, проблем не должно быть, то по газовым турбинам существующие сдвиги очень сильно тревожат.

Реализация заложенных в документы перспективного планирования решений имеет важнейшее значение для обеспечения надежной работы ЕЭС России, а также позволит добиться комплексного экономического эффекта, в том числе содействуя повышению уровня технологического суверенитета и наращиванию производственной базы предприятиями отечественного энергомашиностроения».



Валерий Селезнев, заместитель председателя комитета Госдумы по энергетике:

«За последние два года в энергомашиностроении были достигнуты значительные успехи. На базе первой отечественной газовой турбины большой мощности ГТД-110М введена в эксплуатацию ТС «Ударная». Завершается разработка головного образца турбины ГТЭ-65.

Но у нас все еще нет понимания относительно ежегодных реалистичных объемов выпуска турбины, которые мы можем ожидать от производителей.

Сейчас наблюдаем постоянные сдвиги ввода в эксплуатацию новых российских турбин. Минпромторг фиксирует срыв сроков поставки 21 паровой турбины от «Силовых машин».

Постоянно встает вопрос о переносе сроков ввода очередной ГРС-ТЭС. Уже идет обсуждение идеи о снижении требований по локализации основного энергетического оборудования на системно значимых проектах.

Треть нашего электроэнергетического генерирующего комплекса должна обновиться, это как возможности, так и вызовы.

Мы понимаем, что иностранные турбины могут быть более экономически целесообразны в проектах, а также более надежны, потому что ввиду новизны нашего отечественного оборудования пока еще нет наработки и понимания по отказам.

Спрос на газовые турбины до 2030 года составит 50–60 единиц совокупной мощностью почти 7 ГВт, а до 2042 года — еще 180–200 машин мощностью 27 ГВт. Эта оценка сделана с учетом объемов требуемой модернизации оборудования и, соответственно, исходя из того, что большая часть после 2031 года будет реализовываться на основе ПГУ.

Таким образом, сегодня решается судьба технологического суверенитета в производстве основного оборудования, и от выбранного курса будет зависеть в будущем этот сегмент энергомашиностроения.

Упор на доработку и производство собственного оборудования будет выгоден в долгосрочной перспективе, а выбор в пользу покупки иностранных турбин может закрыть уже существующий образовавшийся дефицит оборудования.

И важно найти баланс, который не даст загубить открывшуюся возможность.

Есть тревожные сигналы и в энергомашиностроении для возобновляемой энергетики. Например, вынесен вопрос о предоставлении отсрочки ввода более чем 50 объектов с общей установленной мощностью свыше 2 МВт».



Максим Быстров, председатель правления ассоциации «НП Совет рынка»:

«Что сдерживает развитие и препятствует росту эффективности электроэнергетики? Прежде всего, мы это называем гарантированное энергоснабжение. А также ограниченная конкуренция, жесткие требования к локализации производства оборудования, зачастую не сопровождающиеся адекватным предложением этого оборудования. И ограничение роста цен на электроэнергию в пределах инфляции.

Локализация — серьезная проблема. К сожалению, промышленность не в состоянии предложить генераторам оборудование в необходимых объемах. И цена отечественных решений серьезным образом выросла.

Отмечаем более чем двукратный рост капитальных затрат на реализацию мероприятий по модернизации генерирующего оборудования. Из-за этого имеем массовые отказы и попытки сдвига сроков реализации проектов КОММОД.

На днях правительство приняло решение об исключении из перечня модернизируемых 15 генерирующих объектов ТЭС мощностью 2 ГВт, которые нужны системе в модернизированном виде. Теперь эта генерация будет работать на старом оборудовании.

Есть и новый запрос по переносу сроков реализации еще шести проектов на фоне задержек с поставками энергетического оборудования.

В условиях дефицита предложения современного генерирующего оборудования, в условиях роста потребления, в условиях быстрого роста цен на газ, ускорения роста цен на электроэнергию, к сожалению, неизбежны».



Владимир Тупикин, председатель наблюдательного совета ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:

«Одним из вариантов снижения суммы капитальных затрат при реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики является использование собственной генерации крупных промышленных потребителей. В сегодняшних условиях она более эффективна, чем проекты, предполагаемые Генсхемой», — считает Владимир Тупикин.

Если сравнить показатель LCOE — среднюю расчетную себестоимость производства электроэнергии на протяжении жизненного цикла электростанции, включая инвестиции и текущие затраты, получается, что киловатт-час собственной генерации более чем в два раза дешевле «централизованного». За счет чего?

Владелец собственной генерации не закладывает в цену доходность, как это делает участник ДПМ. У него есть возможность оптимизации CAPEX за счет переноса части затрат в себестоимость основной продукции.

У собственной генерации выше эффективность за счет традиционно высокого показателя КИУМ. Наконец, собственник может не выполнять требования по локализации, взяв готовые эффективные решения из доступных на рынке. В результате финансовая нагрузка на экономику может снизиться на 10–12 триллионов рублей.

Широкому вовлечению собственной генерации в решение проблемы надежного энергоснабжения может способствовать внедрение нового инвестиционного инструмента — инвестиционного договора. А также строительство генерации на ВИЭ, которое уже стало возможным по текущей цене рынка, без ДПМ и снятие ограничений, препятствующих работе собственных генерирующих объектов потребителей мощностью выше 25 МВт на розничном рынке и выталкивающих их на оптовый рынок».



Павел Колобков, заместитель председателя Комитета РСПП по энергетической политике:

«Доля ТЭКа в ВВП составляет порядка 20%, а объем инвестиций отрасли по итогам 2024 года составил более 10 трлн рублей.

Россия сохраняет статус ведущего производителя нефти в мире с показателем 240 млн тонн экспорта. В газовой отрасли отмечается рост производства до 685 млрд куб. м. В угольной промышленности, несмотря на существующие логистические ограничения и не самую благоприятную ценовую конъюнктуру, удается в целом сохранить уровень добычи угля. Отрасль занимается расшивкой узких мест транспортной инфраструктуры, продолжает работать над повышением экологичности и безопасности производства.

В Энергетической стратегии до 2050 года сформированы ключевые задачи, которые можно разделить на три основные группы. Первая — это эффективное освоение ресурсов, подразумевающее полное обеспечение потребностей внутреннего рынка. Технологическое лидерство — создание собственных материалов, собственного оборудования и технологий. И третье — подготовка производственных кадров.

Планируемый уровень добычи жидких углеводородов к 2050 году достигнет 540 млн тонн, что сохранит место России в топ-3 крупнейших производителей нефти. Россия ставит целью достижение углеродной нейтральности.

Для этого в рамках Стратегии будет реализован ряд мер, которые позволят обеспечить достижение ключевых показателей по следующим направлениям: экология, климатическое поведение, снижение выбросов, энергоэффективность и новая энергетика. К 2050 году коэффициент полезного использования по рынку достигнет 95%».



Алексей Жихарев, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики:

«Наблюдается недооценка проблем с доступом к оборудованию после ухода западных производителей. Остро стоит вопрос удорожания проектов. Недооценили мы все эти риски, которые сформировались (после 2022 года) и с точки зрения доступности оборудования, и, что немаловажно, добавился еще серьезный фактор — это стоимость кредитования. Конечно, в текущих условиях есть все основания для того, чтобы как можно больше отсрочить реализацию инвестиционных проектов и не привлекать сейчас денежные средства по ставкам, которые коллеги называют, до 27–28%.

Компании предлагают выбирать между банкротством проектов и их владельцев и сохранением сигналов будущего развития. Отсрочка позволит реализовать проекты первой необходимости, которые нужны в борьбе с энергодефицитом, а остальные — реализовать позднее с другими экономическими параметрами.

На данный момент заключены договоры, и планируется реализация проектов общей мощностью около 6 ГВт до 2030 года. Важно отметить, что помимо объемов, охватываемых базовой программой ДПМ ВИЭ, открывается возможность реализации проектов на Дальнем Востоке. Что станет дополнительным стимулом для развития сектора».



Дмитрий Вологжанин, директор «Совета производителей энергии»:

«В части локализации не прибавляют оптимизма два существенных фактора. Это январские санкции и постановление про национальный режим закупок, который либо категорически ограничивает закупку основного генерирующего и другого оборудования у иностранных партнеров, либо делает это максимально сложным.

В соответствии с генсхемой необходимо нам ввести 88,5 ГВт установленных мощностей, из которых ТЭС составляют 35,4 ГВт. Стоимость реализации этой программы 40 триллионов рублей.

При этом ни один существующий классический механизм на рынке ОРЭМ не дает нам возможности для формирования источника для инвестиций.

Генерирующие компании, регуляторы и потребители обсуждают дополнительную индексацию цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2025 год на 18,2%.

Мы проанализировали по генерирующим компаниям наши условно-постоянные затраты на промежутке с 2021 года до 2024-го, с прикидкой на 2025 год и индекс инфляции. Получается, что наши затраты на то, чтобы обеспечить надежное функционирование, ремонт и т. д. нашего генерирующего оборудования, они отстают в 2024 году на 21,7%.

Мы сейчас активно обсуждаем с коллегами из «Совета рынка», и с крупными потребителями, и с нашими профильными ФОИВами на основе индексов ИЦП, ИПЦ, на основе оценки уровней фондов оплаты труда — мы сейчас говорим о том, что нужно порядка 18% индексирования текущей цены КОМ на рубеже 2025 года. При этом при всем совместно работаем, чтобы вообще пересмотреть правила индексации, чтобы сделать их более актуальными и соответствующими текущему моменту.

Электроэнергетика вышла на стадию нового длительного инвестиционного цикла, и нам нужно обеспечить опережающие инвестиции за счет привлекательности рынка электроэнергии и мощности. Надо перестать догонять дефицит, а, наверное, надо его превентивно нивелировать».

Материалы подготовила Славяна РУмянцева
Фото: 123RF. Иллюстрации: @storyset