Инвестиционные вызовы в электроэнергетике

Рис. 1. Схема взаимозависимости поставщиков и потребителей энергооборудования. Рисунок автора

В 2019 году правительством РФ было принято решение о запуске наиболее масштабного механизма поддержки инвестиций в электроэнергетике России – конкурсного отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций в объеме до 40 ГВт. Подготовку решения сопровождали жаркие дискуссии о принципах, критериях и параметрах отбора, которые с новой силой возобновились после того, как были определены первые проекты, реализуемые в 2022–2024 годах. 

Занимая сегодня четвертое-пятое место по объемам производства электроэнергии и установленной мощности электростанций, электроэнергетика России является одним из крупнейших в мире технологических комплексов, обеспечивающих бесперебойное энергоснабжение потребителей страны, основная часть которых находится в зоне Единой энергетической системы (ЕЭС). Такой мощный производственный потенциал в 90-х годах современная Россия унаследовала от СССР, где он создавался десятилетиями. Последовавшие затем непростые годы экономического спада и послекризисной трансформации экономики, реорганизации управления и реформирования хозяйственной среды в самой электроэнергетике почти на два десятилетия отодвинули на второй план вопросы обновления генерирующих мощностей. С учетом запаса прочности советской электроэнергетики эта инвестиционная пауза не привела к катастрофическим событиям в виде развала ЕЭС, но ее долгосрочные негативные последствия нельзя недооценивать. 

Во-первых, постоянное откладывание на потом плановых инвестиционных решений по обновлению генерирующих мощностей приводит к тому, что через 10–15 или тем более 20 лет они уже становятся «пожарными» с учетом исчерпания ресурса работы оборудования. 

Во-вторых, резкое сокращение инвестиционной активности в электроэнергетике привело к стагнации обеспечивающего проектного и промышленного комплекса, сокращению объемов производства энергетического оборудования, но главное, к замораживанию инновационной активности, нарушению циклов разработки и внедрения новых технологий.

Варианты поддержки

Первой попыткой масштабного восстановления инвестиционной активности в электроэнергетике стала программа ДПМ – с обязательствами по вводу новой генерирующей мощности в обмен на гарантии ее оплаты по специальным тарифам, обеспечивающим возврат инвестированного капитала. Начавшись в 2008–2010 годах, она позволила ввести около 30 ГВт мощностей ТЭС на базе новых, в том числе пилотных для российской электроэнергетики, технологий. Однако жесткие административные рамки программы ДПМ, изначально планировавшейся под ожидания длительного и интенсивного роста спроса, не позволили адаптировать ее к новой экономическиой ситуации и превратить в реальный механизм замещения старых генерирующих мощностей. В результате продолжилась консервация проблем действующего парка электростанций при одновременном нарастании избытков мощности в ЕЭС – и пропорциональном росте ценовой нагрузки на потребителей. Несмотря на масштабность, реализация программы ДПМ позволила лишь стабилизировать средний возраст оборудования тепловых электростанций, немного снизив его для газовых ТЭС. 

Важно также отметить и то, что инвестиционный бум в электроэнергетике стал хорошей, но неиспользованной возможностью для активной модернизации российского энергомашиностроения. Большинство проектов было реализовано на базе современного, но импортного оборудования, а государством не были предложены соответствующие механизмы активной промышленной политики, позволяющие перейти от импорта готовой продукции к импорту новых технологий с локализацией их производства в России. 

Оценка перспектив развития электроэнергетики после завершения программы ДПМ была выполнена при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года (далее – Генсхема), утвержденной правительством РФ в 2017 году. В прогнозах особое внимание было уделено именно проблеме обновления тепловых электростанций, составляющих основу генерации в ЕЭС России (на них приходится 2/3 всей установленной мощности). Как было отмечено в документе, «по данным отраслевой отчетности, паротурбинное оборудование в объеме более 90 млн кВт выработало парковый ресурс, срок его эксплуатации определяется назначенным ресурсом по результатам индивидуальных обследований. До 2025 года парковый ресурс выработает оборудование тепловых электростанций в объеме дополнительно 30 млн кВт». Очевидно,  что достижение паркового ресурса не является сигналом к обязательной реконструкции или замене оборудования, однако дополнительный ресурс эксплуатации конечен, и, по оценкам Генсхемы, «до 2035 года генерирующее оборудование тепловых электростанций в объеме 129,2 млн кВт достигнет установленных сроков эксплуатации и потребует инвестиционных решений по обновлению или выводу из эксплуатации генерирующего оборудования». 

Принимая во внимание сложившийся избыток установленной мощности и постоянно уточняемые данные по остающемуся ресурсу эксплуатации оборудования действующих ТЭС, объем инвестиционных решений по обновлению или замещению мощностей этих объектов в ближайшие 15 лет может составить 80–100 млн кВт, не считая строительства новых электростанций, обеспечивающих прирост спроса на мощность. Таким образом, минимально необходимый средний темп обновления тепловых электростанций можно оценить в 6–7 млн кВт  в год. 

Рис. 2. План повышения энергоэффективности экономики РФ. Рисунок автора

Мощности, которые будут реконструированы через новый механизм, согласно требованиям конкурса должны надежно работать как минимум еще 15 лет. При этом ежегодный темп обновления в рамках КОМ-Мод составит 3 ГВт в 2022-м и 4 ГВт в последующие годы. Общий объем обновляемых мощностей за 10 лет действия КОМ-Мод составит около 40 ГВт. Таким образом, по своему масштабу новый механизм примерно вдвое превышает программу ДПМ. Вместе с тем такие темпы обновления стареющего оборудования ТЭС оказываются в 1,5–2 раза ниже реальной потребности. 

Для остальной части мощностей, требующих обновления, предложен иной механизм финансирования инвестиций: в течение трех лет будет проведена индексация предельных цен КОМ на 20% выше инфляции с последующим их ростом по инфляции. Предполагается, что за счет дополнительной выручки от продажи мощности генерирующие компании смогут обновить остающиеся объемы мощностей действующих электростанций по мере достижения ими ресурса эксплуатации. Однако в отличие от конкурсного отбора проектов планируемая индексация цены не налагает на генерирующие компании инвестиционных обязательств по объемам и, главное, по техническим требованиям к обновляемым энергомощностям, включая срок их последующей эксплуатации. При этом даже с учетом индексации цена КОМ будет кратно ниже цены оплаты мощности для участников конкурсного отбора проектов модернизации. В этих условиях есть серьезный риск того, что для остального объема действующих мощностей генерирующие компании будут идти на минимальные затраты для продления ресурса в рамках расширенной ремонтной программы, чтобы протянуть еще несколько лет. Для снижения такого риска представляется важным расширить границы действия механизма отбора проектов по модернизации ТЭС, потенциально охватив весь объем действующих ТЭС, требующих в период до 2030–2035 годов обновления по состоянию оборудования и востребованных в этот период по балансовым условиям (в том числе по тепловым нагрузкам). При этом необходимо одновременно обеспечить вывод из эксплуатации неэффективных и невостребованных балансами мощности и электроэнергии действующих ТЭС, чтобы минимизировать совокупные затраты потребителей на вынужденное содержание избыточной генерации в ЕЭС России.

Возвращаясь непосредственно к конкурсному отбору проектов модернизации, отметим, что при существующих параметрах (по составу технических мероприятий и ценовым ограничениям) этот механизм ориентируется на сохранение прежних технических решений, не создает стимулов для проектов, способствующих повышению энергоэффективности. Между тем для отрасли одним из ключевых показателей энергоэффективности является удельный расход топлива (УРУТ). Задача снижения УРУТ на основе инновационноориентированного обновления действующих и строительства новых электростанций постоянно ставится в документах стратегического планирования, таких как Энергетическая стратегия и Генсхема отрасли, а также в иных государственных решениях и планах. Принятая в 2017 году Генсхема отрасли предполагает, что как минимум 50 ГВт мощностей ТЭС будет заменено новыми технологиями с более низкими удельными расходами топлива, что позволит к 2035 году снизить средний УРУТ до 289 г у.т./кВт-ч. Утвержденный правительством РФ в 2018 году Комплексный план по повышению энергоэффективности экономики ставит еще более амбициозные задачи – снизить к 2030 году УРУТ до 255 г у.т./кВт-ч. Столь сильный разброс целевых показателей  государственной политики в сфере энергоэффективности, как и любая неопределенность, конечно, не способствует эффективному управлению развитием отрасли и долгосрочному планированию стратегий развития и оптимального использования своих активов генерирующими компаниями.

Цели и последствия

Несмотря на то что повышение энергоэффективности не было главной целью программы ДПМ, за последние 10 лет ввод около 30 ГВт ПГУ и ГТУ при одновременном изменении структуры производства электроэнергии в пользу нового оборудования привели к заметному (на 7%) снижению удельного расхода топлива – с 335 до 312 г у.т./кВт-ч. Однако при существующих технологических приоритетах конкурсного отбора проектов модернизации ТЭС эта тенденция прекратится, и к 2030 году средний УРУТ ТЭС не преодолеет даже уровня 300 г у.т./кВт-ч (рис. 2). Именно поэтому в отсутствие специального механизма повышения энергоэффективности в отрасли стратегически необходима переориентация запущенного КОМ-Мод на приоритетный отбор энергоэффективных проектов с учетом показателей: снижения УРУТ и расхода электроэнергии на собственные нужды (в настоящее время при отборе используются лишь нормативные значения для газовых и угольных ТЭС в целом); режима комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, который обеспечивает наибольший коэффициент полезного использования топлива. Обсуждая экономические последствия, обратим внимание, что увеличение на рынке объемов предложения электроэнергии, производимой с более низкими топливными затратами, оказывает существенное давление на спотовую цену электроэнергии (цену РСВ). По расчетам, выполненным совместно ИНЭИ РАН и СКМ Маркет Предиктор, совокупный эффект от снижения цены РСВ в первой ценовой зоне составляет не менее 1–1,5% на 1 млн кВт вводов ПГУ, а в отдельных ОЭС достигает 3%. Так как этот эффект охватывает весь объем торгуемой на оптовом рынке электроэнергии, его величина может с избытком (а значит, и с чистой выгодой для потребителей) компенсировать более высокие объемы необходимой оплаты мощности, предусматриваемые при отборе и реализации проектов комплексной замены действующих мощностей новыми типами оборудования. 

Однако серьезным сдерживающим фактором для реализации этого сценария являются те самые ограничения по доступности новых технологий, о которых уже упоминалось выше: отсутствие по ряду ключевых позиций отечественных серийных образцов новой техники в условиях высоких валютных и санкционных рисков при покупке и обслуживании импортного оборудования. Дело осложняется низкой межотраслевой координацией программ обновления тепловой энергетики и развития энергомашиностроения. Производители оборудования, взаимодействуя с отдельными компаниями по отдельным проектам, не видят общего масштаба и структуры долгосрочного заказа на оборудование, а генерирующие компании исходят из существующей продуктовой линейки энергомашиностроителей, минимизируют риски освоения новой техники за счет заказа проверенных отдельных элементов основного оборудования: котлов, турбин, генераторов. 

При общем росте валовой загрузки предприятий в рамках начатой модернизации ТЭС продолжение этой тенденции будет означать для поставщиков оборудования деградацию их компетенций по созданию новых, современных образцов техники, востребованных не только на внутреннем, но и на внешних рынках. Напротив, реализация проектов более глубокой реконструкции всего основного оборудования электростанций с переходом на новые технологии обеспечит качественно иной и более весомый заказ российской промышленности и строительному сектору, а значит, будет способствовать росту кумулятивных эффектов увеличения добавленной стоимости по всей межотраслевой цепочке. Обратным и не менее важным эффектом для электроэнергетики стало бы заметное снижение стоимости оборудования как функции от масштабов производства (серийности заказа).

Второй шанс

Программа обновления ТЭС может стать вторым шансом для российского энергомашиностроения, упустить который было бы непростительно. Для успешного решения такой задачи ее необходимо вывести на межотраслевой уровень управления, сформировав каркас межотраслевой системы управления для интеграции и синхронизации темпов обновления ТЭС с разработкой и поставкой оборудования на основе «квадрата» вертикальных и горизонтальных (между профильными федеральными органами исполнительной власти, а также между отраслевыми бизнес-сообществами – Советом производителей электроэнергии и Союзом машиностроителей) связей. 

Нет сомнений, что такая встречная и взаимосогласованная активность поставщиков и потребителей оборудования создаст двойной экономический эффект за счет качественно иного роста в энергомашиностроении при одновременном удешевлении энергетического оборудования, а значит, и снижении нагрузки на потребителей электроэнергии (рис. 1).

Координация инвестиционной активности в электроэнергетике не означает перехода к тотальному планированию, административному  формированию списков проектов и фактически централизованному распределению инвестиционных квот и ресурсов. В этом смысле конкурентный отбор проектов модернизации является хорошим инструментом для оптимизации лучших инвестиционных предложений, но требующим дополнительной доводки.

Несмотря на конкурентость самой процедуры, содержательно отбор проектов осуществляется не на основе сопоставления ценовых заявок самих инвесторов, а по результатам централизованной процедуры расчета регулятором рынка показателя эффективности проектов, причем на основе лишь части проектных показателей, фактически без учета собственных (!) оценок инвесторами рисков и коммерческой эффективности проектов. Расчет выполняется на базе ретроспективных, а не ожидаемых в будущем (в период после реализации проекта) значений годовой загрузки мощности (КИУМ) и цены РСВ. Для всех проектов применяется нормативная доходность инвестиций (14%), которая существенно выше фактической стоимости капитала, привлекаемого генерирующими компаниями (по данным годовых отчетов компаний, ее среднее значение составляет 9,5%, а диапазон изменения по компаниям – 8,5–12%).

В ситуации с проектами обновления тепловых электростанций целесообразно в большей степени доверять бизнес-логике самих собственников – генерирующих компаний, и использовать при отборе естественный экономический критерий LCOE – минимальную одноставочную цену электроэнергии, обеспечивающую безубыточность проекта, которая в полной мере отражает собственные ожидания инвесторов по условиям коммерческой эффективности своих проектов, включая прогнозы будущих капитальных и эксплуатационных затрат, КИУМ, цен РСВ, доходности инвестируемого капитала и т.д.

Изменение критерия отбора, с одной стороны, стимулировало бы компании к серьезной проработке инвестиционных решений и оценке всех типов рисков при их реализации, а с другой – позволило бы убрать излишнее административное регулирование конкурентного механизма.