14 ноября Владимир Путин официально согласился с предложением Минэнерго запустить десятилетнюю программу инвестиций в модернизацию старых ТЭС. Общий размер затрат на реновацию 40 ГВт за десять лет в министерстве оценивают не менее чем в 1 трлн руб., что заберет большую часть доступного отрасли инвестресурса. Вложенные средства должны вернуться генераторам в счет повышенных платежей потребителей оптового энергорынка. “Ъ” попытался разобраться в том, как в таком случае может выглядеть энергетика РФ через десять лет и насколько велик риск технологического отставания страны от глобальных трендов.
Фото: Александр Подгорчук, Коммерсантъ / купить фото
Ответ на то, будет ли запущена модернизация старой тепловой генерации в России, был в последние несколько лет ключевым для российской энергетики. В первую очередь с точки зрения финансов. После реформы РАО ЕЭС энергорынок устроен так, что заработать на нем средства на какие-либо значимые инвестиции в стандартной ситуации генераторы не могут. В итоге решения о вложении средств принимают не бизнесмены или менеджеры, а регуляторы. Так, строительство новых ТЭС, АЭС и ГЭС в конце 2000-х и первой половине 2010-х годов де-факто велось генкомпаниями под гарантии повышенных нерыночных тарифов. По договорам о покупке мощности (ДПМ) новые блоки получали фиксированные выплаты за мощность, которые могли в 10–15 раз превышать рыночную ставку и давали возможность вернуть инвестиции за десять лет. В итоге под такие договоры в России за 2 трлн руб. было введено около 30 ГВт — в основном угольной и газовой генерации.
Первые дискуссии о том, есть ли жизнь после ДПМ и как она выглядит, стартовали примерно два года назад, когда к концу 2015 года большая часть новых мощностей была введена (последние ДПМ-блоки достраивают сейчас). С одной стороны, на регуляторов отчаянно давил крупный бизнес. Потребители считали, что хватит кормить генераторов, что в стране профицит мощности (по средним оценкам, примерно 20 ГВт), потребление стагнирует и можно бы уже и снять с предпринимателей дополнительный «квазиакциз» на строительство. Такой подход мог даже понизить цены: первые ДПМ-блоки (в программу попали вводы еще 2007 года) уже потеряли платежи по договорам, пик выплат приходится на 2020–2021 годы, и в следующем десятилетии всего должно было «высвободиться», по терминологии Минэнерго, около 1,5 трлн руб. Именно из этой суммы 1–1,3 трлн руб., по оценке замминистра Вячеслава Кравченко, должно уйти на модернизацию ТЭС. С другой стороны, влиятельные владельцы тепловой генерации (ее большая часть у государственных «Интер РАО», «Газпром энергохолдинга», «РусГидро») быстро привыкли к высоким ДПМ-доходам и ратовали за «ДПМ-штрих» — продолжение программы на схожих принципах, но не под новые блоки, а для модернизации.
Ситуацию осложняло то, что принцип зашитых в рынок целевых инвесттарифов крайне нравится государству. Белый дом в последние годы освоил этот механизм для предоставления точечной поддержки. Еще в 2013 году этот ящик Пандоры открыли под ДПМ для строительства возобновляемых источников энергии (ВИЭ), затем появлялись надбавки к цене «под Калининград», «под Крым», «под Дальний Восток», «под мусоросжигающие ТЭС», на очереди надбавка для «КОМ новой генерации». Тут возникали стратегические развилки: например, можно было вместо «ДПМ-штрих» для ТЭС направить деньги энергорынка на «важные государственные задачи». Можно было бросить средства на ВИЭ или, допустим, вложить «высвобождающиеся» платежи в цифровую энергетику, в важности которой не так давно убедили президента... 1,5 трлн руб. только кажутся огромной суммой, найти им применение в отрасли нетрудно, и на всех не хватит.
Выход из тепла на солнце
Но выбор регуляторами модели реинвестирования средств, уходивших раньше на оплату ДПМ, должен был повлиять не только на то, кто из участников рынка — генкомпании, потребители или инвесторы в зеленую энергетику — получит максимальную выгоду. Фактически 14 октября было решено, как будет выглядеть энергосистема РФ к 2030 году. Идеология ДПМ принималась при реформе РАО ЕЭС более десяти лет назад и соответствовала глобальным трендам: упор на парогазовые блоки с высоким КПД, сохранение устойчивого профицита выработки над потреблением. Но к середине 2010-х годов ситуация за рубежом поменялась.
Сначала и развитые, и крупные развивающиеся державы, например Китай, взялись за стимулирование зеленой энергетики. За последние пять лет ВИЭ из дорогой экологической игрушки превратились в ключевой фактор развития отрасли (хотя и их стимулировать «зеленым тарифом» еще приходится). Новые ТЭС и АЭС заказываются, как правило, в энергодефицитном третьем мире или в странах, богатых ископаемым топливом.
Доля зеленой генерации наращивалась искусственно — для снижения выбросов CO2 и зависимости от импорта ископаемого топлива или для стимулирования промышленности, выпускающей комплектующие для ВИЭ. Сейчас речь заходит и о близости «сетевого паритета», когда себестоимость выработки своей солнечной или ветровой энергии для потребителя совпадает с затратами по закупке киловатт-часов на рынке. С другой стороны, на пользу ТЭС низкие котировки нефти, опустившие и цены на газ: всплеск интереса к ВИЭ и АЭС в конце 2000-х и начале 2010-х годов подогревала как раз дороговизна углеводородного топлива.
Вторым фактором, кардинально меняющим энергосистемы, становится цифровая энергетика. Под этим обычно понимаются автоматизированные системы балансирования распределенного потребления и спроса. Они устроены на порядок сложнее прежнего диспетчерского управления, базирующегося на крупной генерации и предсказуемых пиках и спадах потребления. Впрочем, цифровая энергетика стала в значительной степени следствием бурного развития ВИЭ с нестабильной выработкой. Солнечные и ветровые электростанции слишком сильно зависят от внешних условий, управлять сетями при большом количестве такой генерации сложнее. Вдобавок цифровые технологии сейчас считаются панацеей для достижения баланса в энергетике просьюмеров — ситуации, когда потребитель ставит собственные энергоисточники и в зависимости от их выработки или закупает недостающее, или, наоборот, продает в сеть или другим просьюмерам излишки.
Наконец, отрасли в ближайшие несколько лет грозит революция промышленных накопителей: должны появиться экономически эффективные аккумуляторы, способные запасать значительное количество энергии. Последствия этого, возможно, будут наиболее значимы: в энергетике не потребуется держать десятки и сотни гигаватт резерва для покрытия пиков (так, сейчас мощность станций на энергорынке РФ достигает 244 ГВт, тогда как рекорды пикового потребления в самые холодные дни не доходят и до 160 ГВт). Практически все эксперты уверенно прогнозируют спад доли ТЭС в энергобалансе в долгосрочной перспективе. По прогнозу Bloomberg New Energy Finance, если в 2016 году на ТЭС в мире приходилось 60% мощности, то в 2040 году эта доля упадет до 27%. А доля ВИЭ с накопителями вырастет с 12% до 53%.
Россия с собственным энергопутем
Хорошо это или плохо, но в России энергетика до сих пор выглядит архаичной. Попытка стимулировать ВИЭ за счет потребителей энергорынка, видимо, уже в прошлом году дошла до естественного предела: 17 июня на ПМЭФ-2016 вице-премьер Аркадий Дворкович признал, что это слишком дорого обходится потребителям. Сейчас обсуждается замена «зеленого тарифа» ДПМ ВИЭ на господдержку в рамках промышленной политики. Впрочем, глава УК «Роснано» (компания становится одним из ключевых инвесторов в ВИЭ) Анатолий Чубайс в ноябре говорил, что «необходимо продлевать программу поддержки ВИЭ с 2025 года», чтобы машиностроение (в первую очередь по ветру) в стране «выросло до экспорта технологий». В России начали обсуждать и просьюмеризацию в виде разрешения продавать в сеть энергию «домашней выработки», но пока очень осторожно.
Про цифровую энергетику в России на высоком уровне заговорили буквально два месяца назад. Предварительная оценка инвестиций в цифровизацию сетей на десять лет, данная министром энергетики Александром Новаком, составляет 1 трлн руб., и источник этих вложений пока совсем неясен. Стартовые попытки экспертов (например, Центра стратегических разработок; см. «Ъ-Онлайн» от 13 сентября) вчерне обрисовать экономию от цифровизации энергетики в РФ для потребителей и народного хозяйства пока не очень убеждают. Про «революцию накопителей» пока говорят лишь самые убежденные энергопрогрессоры, хотя и очень увлеченно. Глава наблюдательного совета ассоциации «Сообщество потребителей энергии», инвестор в новые энерготехнологии Александр Старченко, обсуждая в интервью “Ъ” 22 ноября появление накопителей и цифровых систем, заявлял, что «неожиданно оказалось, что энергосистема в ее традиционном виде уже не нужна, она необязательно должна быть устроена таким образом». «В мире спрос на тяжелые турбины упал на 20–25% за последние десять лет, мир движется в обратном направлении»,— замечал глава Сбербанка Герман Греф на заседании общественного совета при Минэнерго.
Россия оказалась ближе к Америке
Хотя общий тренд на развитие возобновляемых источников энергии в мире несомненен, их роль в крупных энергосистемах даже в развитых странах серьезно различается. Мировая практика — в справке “Ъ”.
Победа консерватизма над неопределенностью
Кроме потребных инвестиций, которые сейчас и для ВИЭ, и для цифровизации, и для модернизации ТЭС измеряются числами с 12 нулями, ключевым моментом для выбора развития технологий является итоговая стоимость электроэнергии. Баланс вложений и полученной выгоды оценить пока непросто: с одной стороны, использование «старых» энерготехнологий не обещает экономии, с другой стороны, оценивать выигрыш и от прогресса ВИЭ еще рано, а от массовой цифровизации и от накопителей, находящихся где-то на стадии НИОКР,— тем более. В этом случае правительство встало на консервативную, но более прогнозируемую позицию. Вячеслав Кравченко, объясняя 20 ноября общественному совету Минэнерго последствия «ДПМ-штрих», отмечал, что при этом цены для потребителей будут расти не выше инфляции (в 2017 году примерно 3,5 руб. за 1 кВт•ч, к 2030 году они в итоге приблизятся к 6 руб. за 1 кВт•ч).