16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/teploenergetika/42/520516.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 03 (42) июнь 2019 года

Длинное путешествие по кругу: эксперты рассуждают о «подводных камнях» программы модернизации

Фото: energoatlas.ru

Одна из главных тем в повестке дня энергетиков – модернизация генерирующего оборудования тепловых электростанций. Профильное ведомство уверяет, что основная задача программы – «реанимировать» генерацию, а значит, отечественная энергетика – в начале большого пути.

Однако многие эксперты отрасли полагают: программа модернизации скрывает множество «подводных камней», которые нельзя игнорировать.


Кому нужны «памятники индустриальной эпохи»?

На семинаре «Энергетика, экономика, общество», состоявшемся по инициативе Финансового университета при Правительстве РФ и РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина при информационной поддержке журнала «Стратегические решения и риск-менеджмент», о предварительных итогах отборов проектов по модернизации ТЭС на 2022‑2024 гг. рассказал заместитель директора Департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов. Он отметил, что тема модернизации возникла не от желания внедрить на всех предприятиях отрасли новые технологии и установить современное оборудование; она обусловлена тем, что сегодняшняя структура цен не позволяет привлекать средства в эффективную замену оборудования. А выступивший научным оппонентом старший аналитик Московской школы управления СКОЛКОВО Юрий Мельников сравнил программу модернизации ТЭС с заменой коленвала на «Запорожце», который пытаются продать по цене Porsche.

После их выступления разгорелась дискуссия, в ходе которой приглашенные эксперты назвали ключевые пробелы программы модернизации и обсудили, на какие результаты можно рассчитывать.

Игорь РяпинТак, начальник департамента ассоциации «Сообщество потребителей энергии», руководитель по исследованиям First Imagine! Ventures Игорь Ряпин считает, что предложенная программа модернизации генерирующих мощностей фактически консервирует технологическую структуру отечественной энергетики на без малого 30 лет – последние платежи по заключаемым в рамках этой программы договорам должны закончиться в 2047 г.

– 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, – уверен господин Ряпин. – По масштабу происходящие в отрасли изменения можно сопоставить с тем, что происходило в телекоммуникациях при появлении сотовых телефонов и интернета.

Чтобы понять масштаб изменений, спикер предложил оглянуться на срок программы модернизации и посмотреть, что происходило в оте­чественной телефонии 28 лет назад – в начало 1992 г. По информации ПАО «МГТС», в Москве на начало 1992‑го было установлено 2,8 млн телефонов в квартирах и 650 тыс. телефонов в организациях (при населении Москвы около 9 млн человек). Монтированная емкость сети – 4,4 млн номеров, из которых на электронных АТС – 265 тыс. номеров, на аналоговых АТС – 4,1 млн.

Почти 10 лет спустя, в 2000 г., концепция развития рынка телекоммуникационных услуг России до 2010 г. предполагала, что в 2010 г. на 100 жителей страны будет приходиться 15,2 сотовых телефона, и 18 жителей из 100 будут пользоваться интернетом. В реальности к 2017‑му в России приходилось 155 сотовых телефонов на 100 человек, интернетом пользовались 80 из 100 человек, а про «городские» телефоны в квартирах многие давно забыли.

– Так вот, программа модернизации генерирующих мощностей, если продолжить аналогии, – это программа модернизации стационарной телефонной связи на ближайшие 30 лет, а спор о том, надо ли 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 только в том, что потребители электроэнергии будут обязаны оплачивать эти памятники индустриальной эпохи, – убежден Игорь Ряпин.

По мнению эксперта, 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 на 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). Речь идет о банальном устранении 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.


Тактический механизм для решения частных задач

Федор ВеселовФедор Веселов, заместитель директора Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН, к. э. н., отмечает: 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 КОММоде 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 важна серьезная донастройка данного механизма, чтобы сделать его стратегическим инструментом управления развитием электроэнергетики, – прокомментировал господин Веселов. – Первый проблемный вопрос – 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, что повышение цены КОМ на 20 % «само по себе» решит проблему обновления для остальной (и большей) части мощностей с тем же качеством, что и в проектах КОММод. Скорее, такое решение лишь отсрочит ее на 7‑10 лет за счет минимальных мероприятий по продлению, однако затем потребуются 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 КОММода.

Вторым проблемным вопросом, по словам Федора Веселова, является то, что при 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 граммов у.т. / кВт-ч. Однако при существующих технологических приоритетах КОММод эта тенденция прекратится, и к 2030 г. средний УРУТ ТЭС не преодолеет уровня 300 граммов у.т. / кВт-ч. В то же время правительственные документы предполагают иные (хотя и крайне различные между собой) показатели энергоэффективности: согласно Генеральной схеме отрасли, к 2035 г. УРУТ снизится до 289 граммов у.т. / кВт-ч; согласно Комплексному плану по повышению энергоэффективности экономики, уже на 2030 г. 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 рынка на сутки вперед (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, – продолжает эксперт. – Третий проблемный вопрос связан с тем, что выбор в пользу старых технологий в КОММод объясняется отсутствием отечественных образцов новой техники в условиях высоких валютных и 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 федеральный орган – отраслевые субъекты) и горизонтальных связей (между профильными органами власти, а также между отраслевыми бизнес-сообществами – Советом производителей электроэнергии и Союзом машиностроителей). Встречная и согласованная 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, считает Федор Веселов, 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, заявляемая компаниями на основе собственных расчетов коммерческой окупаемости планируемых проектов исходя из их собственных оценок будущего коэффициента использования установленной мощности (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 связи с этим как минимум,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, – отметил он. – В отличие от уже действующих ДПМ всех видов, ограниченных по масштабу и / или времени действия, КОММод может стать основным, системообразующим инвестиционным механизмом в электроэнергетике, эффективным как для поставщиков, так и для потребителей электроэнергии. Однако темпы такой эволюции пока неясны.


«Псевдо­модернизация» и некорректные ориентиры

Валерий ЖихаревДиректор департамента по розничным рынкам и сетям ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Жихарев подчеркнул: 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, – говорит он. – 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.


Ожидания и прогнозы расходятся

Виктор БалыбердинГенеральный директор «СКМ маркет предиктор» Виктор Балыбердин напомнил, что по итогам отбора проектов модернизации было отобрано 30 проектов генерирующих объектов тепловых электростанций (из 127 заявленных) суммарной установленной мощностью 8610 МВт на 2022‑2024 гг. 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.

– Большинство экспертов отрасли, включая нас, такой ценовой диапазон признают недостаточным для глубокой модернизации. Предлагаемые улучшения, в основном, направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и, по сути, представляют собой программы капитального ремонта, – констатировал Виктор Балыбердин. – 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 цен на РСВ и / или КИУМ относительно заявленных, фактическая прибыль РСВ не компенсирует изымаемую из оплаты мощности прогнозную прибыль РСВ, тем самым снижает доходность проекта модернизации.

По оценкам аналитиков компании «СКМ маркет предиктор», 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 г. 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 г.

– 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, – резюмировал эксперт.


Путь реального обновления?

Ирина ЗолотоваДиректор Центра отраслевых исследований и консалтинга Финансового университета при Правительстве России Ирина Золотова заметила, что обсуждение действующего механизма для поддержки модернизации в энергетике началось на закате программы ДПМ и в период высвобождения соответствующих инвестиционных средств. Конечные потребители, преимущественно промышленность, не увидели ожидавшегося снижения цен на электроэнергию и, по сути, стали принудительными инвесторами. Теперь они справедливо задаются вопросом: «Что мы получим взамен?» Потребители ждут, что планируемые мероприятия должны повысить эффективность отрасли, а следовательно, как минимум, привести к сдерживанию цен.

Проблема осложняется наличием «надрыночных» механизмов на оптовом рынке мощности (надбавками «Крым, Калининград, Дальний Восток»), а также перекрестного субсидирования (к слову, в 2022 г. (к которому, по плану энергореформы, объем «перекрестки» должен был свестись к минимально допустимому уровню), мы отметим 30‑летний (!) юбилей данной проблемы величиной свыше 300 млрд руб.).

– 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, в том числе к росту объемов выработки электроэнергии на конденсационных блоках с УРУТ на уровне 350‑360 граммов у.т. / кВт-ч, что на 20‑25 % выше рыночного индикатора соответствующего показателя первой ценовой зоны, – считает Ирина Золотова. – Относительно состоявшегося отбора 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. Справедливости ради отмечу, 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). Но такими «темпами» модернизации мы не достигнем к 2030‑2035 гг. целевых ориентиров по УРУТ: ни Генсхемы (289 граммов ут / кВт-ч), ни Комплексного плана правительства по повышению энергоэффективности (255 граммов у.т. / кВт-ч), а потребители электроэнергии «пойдут» инвестировать в источники собственной генерации. А может, это и будет путем обновления (модернизации) отрасли?

Длинное путешествие по кругу: эксперты рассуждают о «подводных камнях» программы модернизации