Энергорынок ищет смысл в неэффективных мегапроектах

Среди тем, обсуждавшихся на завершившемся в пятницу Российском международном энергетическом форуме в Санкт-Петербурге, особенно актуальными для отрасли были вопросы о том, как должны проходить цифровизация энергетики и модернизация тепловых электростанций. Это масштабные государственные проекты, которые, по сути, только начинают реализовываться. В дискуссиях, как это нередко бывает, был заметен контраст между оптимизмом чиновников и осторожностью участников рынка.

Скепсис, например, был заметен в рассуждениях председателя наблюдательного совета ассоциации "Совет производителей энергии" Александры Паниной о цифровизации энергетики: в нынешнем активном обсуждении этой темы, по ее словам, есть некий хайп. "Сейчас даже появился термин "уберизация" ТЭК. Хотя он был "уберирован" еще до того, как появился Uber. У нас уже стоят приборы учета согласно самым высоким требованиям, расчеты осуществляются автоматически по онлайн-заявкам потребителей и генераторов, цена в разное время разная, ночью и в выходные потребителей могут "возить" бесплатно", - заметила Александра Панина.

Другими словами, реальная цифровизация в отрасли была начата задолго до того, как она стала модной темой, - потому что этого требовал рынок. Поэтому нынешняя логика регуляторов в стиле "давайте придумаем, что относится к цифровизации, и начнем это внедрять" - не очень правильная, считает представитель партнерства генераторов.

"Мы же не в бюджетной системе работаем, мы – крупные прогрессивные коммерческие организации, которые отслеживают новые технологии, следят за своей эффективностью и больше всех заинтересованы в ее повышении – по крайней мере, никак не меньше, чем Минэнерго, - уверена Панина. - Если цифровизация эффективна - инвесторы должны сами определять продукты и сами туда вкладывать деньги. Зачем нам навязывать цифровизацию? Это естественный процесс, который называется прогресс. И он происходит независимо от того, решим мы этим заниматься или нет - он автоматически воплощается в жизнь прогрессивными компаниями".

Кроме того, цифровизация должна быть безопасной. Как отметил президент "РЭП Холдинга" Тагир Нигматулин, за последние годы энергетика потеряла компетенции в создании качественного оборудования – доля своего оборудования упала до 30-35%. "У нас сейчас нет собственной элементной базы для цифровизации. Это несет большой риск киберопасности. Необходимо замена всей базы. Проблема и в нехватке специалистов", – отметил Тагир Нигматулин.

Еще больше споров вызвала масштабная программа модернизации 41 ГВт мощностей ТЭС за 1,5 трлн руб. с гарантией возврата инвестиций за счет сборов с оптового рынка. По этой программе уже завершились первые отборы проектов. В ценовых зонах отобрано около 10,4 ГВт, суммарный размер инвестиций (заявленных капитальных затрат) в ценах 2018 года составит не менее 125 млрд руб. Наиболее дорогие проекты в Сибири в рамках 15-процентной квоты отобраны вне конкурса правительственной комиссией по специальным критериям. В неценовых зонах (к ним относятся Дальний Восток, Коми, Архангельская и Калининградская области) правительством также одобрено вне конкурса 4 дальневосточных проекта общей мощностью 1,3 ГВт, предварительный размер инвестиций составит 171 млрд руб. Новые отборы пройдут уже через несколько месяцев.

По оценке председателя правления ассоциации "Совет рынка" Максима Быстрова, отбор получился конкурентным: предложение более чем в 2,5 раза превысило спрос, что оказало значительное давление на стоимостные параметры, заявляемые поставщиками. Но при этом он также упомянул о средствах, которые оптовый рынок тратит сейчас и которые ему предстоит потратить на все дополнительные проекты, включая модернизацию. Например, если учитывать решения по дальнейшему развитию атомной генерации, строительству заводов по переработке ТКО, продление программы поддержки ВИЭ и иные "нерыночные" механизмы, то по прогнозу Совета рынка с 2026 года в обеих ценовых зонах могут возникнуть проблемы с выполнением требования президента РФ по ограничению роста цены на электроэнергию не выше инфляции.

"И если в первой ценовой зоне (Европейская часть и Урал. - "НГ"), несмотря на небольшое превышение после 2026 года, к 2034-2025 годах могут появиться дополнительные деньги, то, с учетом того, какие дорогие проекты были отобраны на правкомиссии, во второй ценовой зоне (Сибирь. - "НГ") все совсем плохо. Поэтому я рискну высказать мысль о том, что, может быть, правкомиссии не стоит отбирать больше проекты в рамках 15% квоты в Сибири, пока мы не поймем, что будет с конкурентным отбором", - сказал Максим Быстров.

Еще более категорично высказался директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев. По его словам, в результате модернизации потребители не будут иметь никакой экономии - цена не упадет, никакого влияния на топливную эффективность проекты не окажут: "Заниматься глубокой модернизацией паросилового цикла экономически бессмысленно - прирост эффективности может быть 1-2 процентных пункта. Пример красноярских ТЭЦ, отобранных на правкомиссии, которые по удельным CAPEX сопоставимы с самыми дорогими атомными блоками, нас в этом окончательно убеждает".

Энергопотребители настаивают на том, что модернизация на Дальнем Востоке должна проходить на конкурсной основе, и в обязательном порядке необходимо проводить технологический аудит таких проектов. Нет необходимости в спешке с новыми отборами - для начала лучше понять, что произойдет с отечественным газотурбиностроением, и через год вернуться к теме, считает Василий Киселев. В любом случае, модернизация должна давать потребителям эффект снижения цены, настаивает он.

Между тем прошедшие отборы пока были самыми дешевыми, а в дальнейшем проекты модернизации ТЭС будут становиться все более дорогими (за исключением конкурса на 2025 год), говорится в презентациизаместителя председателя правления "Системного оператора" Федора Опадчего. Средние удельные капитальные вложения в проекты, отобранные на 2022 год, составляют 5288 млн руб. на 1 МВт, на 2023 год - 7,19 млн руб., 2024 год - 8545 млн руб. При сохранении текущих правил отборов прогнозировать снижение капвложений в 2025 году до 7593 млн руб., роста до 8994 млн руб. в 2026 году и 24369 млн руб. в 2027 году (скачок вызван отбором проектов с дорогими газовыми турбинами).

В презентации "Системного оператора" рассмотрены также два сценария с измененными условиями конкурса. Так, если дать приоритет ТЭЦ, это может привести к приросту капвложений в 2025 году почти вдвое - до 14415 млн руб. А в условиях приоритета для проектов, предусматривающих переход в 1 ценовой зоне на газовые турбины, капвложения в 2024-2025 годах вырастут минимум в 5,5 раза - до 37354-48512 млн руб.

В этом контексте выступавшие были согласны в том, что оптовый рынок и без того перегружен дополнительными надбавками и доплатами - перекрестным субсидированием, увеличивающим стоимость электроэнергии. Например, первый заместитель генерального директора "Газпром энергохолдинга" Павел Шацкий заметил, что стимулировать развитие мусоросжигающих заводов за счет рынка электроэнергетики в корне неправильно: "То, что сейчас реализуются несколько таких проектов, - это данность, с которой придется мириться, но мы в эту игру играть не будем. И если не будут придуманы механизмы, позволяющие сделать привлекательным совмещение объектов энергетики и переработки мусора не за счет перекрестного субсидирования, то мы в такие проекты не пойдем".

Правительство упорно пытается "впихнуть" свои мандаты в цену рынка, заметил Максим Быстров: "Крым, Калининград, выравнивание тарифа на Дальнем Востоке – это федеральные мандаты, но их "повесили" на рынок, который лучше отгружает деньги, чем казначейство". А Александра Панина вернулась к сравнению оптового рынка электроэнергии с Uber: "Надбавки разрушают рынок – получается, что какая-то категория его участников "ездит" бесплатно или по заниженной стоимости, а остальные оплачивают не только лизинг автомобиля, стоимость транспортировки и оплату водителя, но и посторонние вещи. Оптовый рынок перегружен перекрестным субсидированием, поэтому потребителям хочется с него уйти".