Технологически активные надбавки

Энергетики сходятся во мнении, что действующую до 2031 года программу модернизации старых ТЭС нужно продлить до 2042 года. Это следует из материалов совещания в Минэнерго, прошедшего в конце июня (“Ъ” видел позиции участников рынка). Мера предложена «Советом производителей энергии» (СПЭ, объединяет генерирующие компании), чтобы синхронизировать обновление мощностей в энергосистеме с Генсхемой размещения энергообъектов до 2042 года. Инициативу поддержал «Совет рынка» (регулятор энергорынков). «Системный оператор» (СО, диспетчер энергосистемы) предложил продлить механизм поддержки и вовсе бессрочно.

Речь идет о продлении крупнейшего инвестресурса в отрасли — целевых надбавок на модернизацию, поднимающих конечные энергоцены для потребителей и дающих инвесторам возможность обновлять генерацию.

Целевые инвестнадбавки оказались вшиты в энергорынок после реформы РАО «ЕЭС России»: до сих пор ситуация складывается таким образом, что генераторы не могут самостоятельно инвестировать в какое-либо значимое обновление мощностей, а решение о механизмах финансирования принимают регуляторы.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Механизм, запущенный в 2022 году, предполагает отбор проектов на конкурсах с учетом стоимости выработки. Часть строек, в том числе с использованием парогазовых установок (ПГУ), отбирает правительство. Всего до 2031 года должно быть обновлено около 41 ГВт старой мощности. Большая часть отборов по программе уже проведена (см. инфографику). Участие в программе модернизации требует установки отечественного оборудования, что по задумке правительства должно инициировать спрос на российские газовые турбины большой мощности (ГТБМ).

По данным “Ъ”, ранее Минэнерго предварительно оценивало объем модернизации в 2031–2042 годах в 36 ГВт, объем инвестиций в обновление мощностей — в 6–7,8 трлн руб.

В Минэнерго “Ъ” подтвердили, что инициатива обсуждается, ее конкретные параметры еще прорабатываются. В марте вице-премьер Александр Новак предлагал продлить программу модернизации за 2031 год или сделать ее бессрочной.

Турбины ждут новых денег

Программа модернизации старых ТЭС должна была открыть новый рынок для российских машиностроителей за счет частичного госфинансирования и льгот для инвесторов, установивших большие газовые турбины в пилотных проектах. Предполагалось, что при обновлении мощностей будет сделан упор на парогазовые блоки с высоким КПД. Однако пока за весь период действия программы было отобрано 11 газовых турбин мощностью 1,484 ГВт. По данным «Совета рынка», был заявлен один отказ от реализации проекта, еще по трем перенесен срок поставки мощности. Из-за низкого CAPEX проектов в последнем отборе из квоты в 5 ГВт отобрано только 1 ГВт. Осенью Минэнерго планирует провести дополнительный отбор по проектам установки ГТБМ в 2029–2031 годах.

Пока главный участник сектора — «Силовые машины» (производит машины ГТЭ-170 и ГТЭ-65) — жалуется на недозагрузку мощностей. В компании “Ъ” сообщили, что производство рассчитано на выпуск восьми ГТУ в год, с 2029 года планируется выпускать по десять турбин разного типоразмера. «В прошлом году мы выпустили пять газовых турбин, в плане 2026 и 2027 годов — по семь турбин (цикл производства одной машины два года.— “Ъ”). Начиная с 2028 года контрактов на газовые турбины нет»,— сказали в «Силовых машинах». В прошлом году не была отобрана ни одна газовая турбина большой мощности, напоминают там.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

В компании считают, что нужно пересмотреть условия отборов, при которых проходят проекты с меньшим CAPEX, но с худшим КПД. Текущая модель параметров отборов делает рентабельной только дешевую модернизацию устаревшего паросилового оборудования, считают в «Силовых машинах».

Объединенная двигателестроительная корпорация (ОДК, входит в «Ростех», производит турбину ГТД-110М) тоже отмечает сдержанную инвестиционную активность отрасли. В ОДК “Ъ” сообщили, что ориентируются на выход в течение пяти лет на уровень более 40 газотурбинных агрегатов в год и увеличивают производственные мощности. При продлении программы модернизации до 2042 года нужно переходить к долгосрочному отраслевому заказу с горизонтом 10–15 лет, внедрять инвестиционный инфраструктурный платеж, который позволит авансировать производство и обеспечить серийность, считают там. Также, по оценкам компании, нужны типизация технических решений и введение «сквозных контрактов», охватывающих весь жизненный цикл оборудования — от НИОКР до серийной поставки и сервиса.

Точечная донастройка

В 2026 и 2027 годах пройдут еще два завершающих отбора текущей программы с датами начала поставки мощности в 2030 и 2031 годах — по 2 ГВт мощности в каждый год, сообщили “Ъ” в «Совете рынка».

Как будут распределены квоты по этим отборам, пока не решено. СПЭ предлагает провести дополнительный отбор ПГУ на 4 ГВт на 2032 год в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал), тем самым задействовав невыбранную прошлогоднюю квоту.

Но, чтобы не повторить ситуацию с отсутствием заявок, для этих проектов нужно расширить перечень мероприятий и дополнительно проиндексировать CAPEX, считают в ассоциации. Там отмечают, что предельный CAPEX проектов с установкой ГТУ мощностью свыше 130 МВт должен составлять около 275 тыс. руб. за 1 кВт, для ГТУ мощностью свыше 90 МВт — до 331 тыс. руб. за 1 кВт, для машин мощностью менее 90 МВт — до 424 тыс. руб. за 1 кВт. По оценкам «Совета рынка», удельный CAPEX проектов для ПГУ 90 МВт должен составить около 217,6 млн руб. за 1 МВт в ценах 2026 года. Если будет принято решение по проведению более частых отборов без привязки к конкретному году начала поставки мощности и со сниженной квотой отбора, то можно будет дополнительно увеличить предельные затраты на коэффициент 1,2, считает регулятор.

Что касается программы модернизации старых ТЭС, то из-за высокой конкуренции в отборе 2025 года СПЭ предлагает увеличить квоту во второй ценовой зоне (Сибирь и Дальний Восток) с 550 МВт до 1,5 ГВт.

Из этого объема можно выделить отдельную квоту в 300 МВт для Объединенной энергосистемы Востока, с недавних пор присоединенной к оптовому энергорынку, полагают в ассоциации. Ее предлагается отобрать в приоритетном порядке, а нераспределенные остатки вернуть в объемы зоны в целом. Чтобы не создавать дисбаланс при распределении квот между ценовыми зонами, СПЭ предлагает увеличить квоту отбора модернизации в первой ценовой зоне до 2,5 ГВт.

Помимо этого, как напоминает СПЭ, при отборе 2028 года «сгорели» около 2 ГВт невыбранной мощности, а в отборах 2029–2031 годов квота ПСУ (паросиловых установок) была уменьшена с 4 до 2 ГВт, поэтому если не увеличить объемы отборов, то цель по модернизации свыше 40 ГВт мощности не будет выполнена.

В «Совете рынка» считают, что можно рассмотреть расширение квот для ПГУ, но предлагают также проводить скользящие отборы сразу на три года начала поставки. Регулятор при этом не поддерживает создание отдельной квоты для Дальнего Востока из-за отсутствия конкуренции, но вместо этого предлагает на часть квоты, до 50%, проводить единый отбор для обеих ценовых зон.

СО считает, что для ПГУ нужно предусмотреть норму о проведении нескольких отборов с переносом невыбранной квоты на следующие периоды. По программе модернизации старых ТЭС, полагает диспетчер, возможно проведение двухэтапного отбора: на первом этапе проводится отбор по текущим правилам, на втором — доотбираются проекты ценовой зоны в объеме неиспользованной квоты другой ценовой зоны.

В «Сообществе потребителей энергии» (лобби крупной промышленности) не поддерживают увеличение квот ПГУ, так как это ведет к снижению конкуренции и дополнительному росту цен, но не возражают против перераспределения квот между ценовыми зонами, если это не приведет к увеличению ценовой нагрузки.

СПЭ, в свою очередь, не устраивает OPEX модернизируемых проектов, ассоциация просит поднять его как для будущих отборов, так и для уже проведенных. Так, по нынешним правилам затраты для проектов модернизации базируются на ценах конкурентного отбора мощности (КОМ, рынок старой мощности), определенных для 2021 года по итогам отбора в 2017 году, и индексируются только до уровня инфляции. Цена КОМ была дополнительно проиндексирована на 15,16% в 2025 году и в 2026–2027 годах, но OPEX программы модернизации был повышен на 11,36% и только для отборов начиная с 2029 года, указывают генерирующие компании.

В СПЭ отмечают, что в 2021–2025 годах рост главных составляющих OPEX (оплата труда и рост цен на оборудование) существенно опережал инфляцию и его нужно проиндексировать на 17,2% для проектов, отобранных до 2025 года, и на 5,9% для проектов, отобранных после 2025 года (за вычетом уже проведенной индексации на 11,36%). Против выступает «Совет рынка», посчитавший, что, подавая заявку на отбор, поставщик берет на себя риски (сам заявляет OPEX), получая за это доходность на вложенные средства. «Сообщество потребителей энергии» тоже считает недопустимым пересмотр условий конкурсов.

Оплата CAPEX на модернизацию по текущим правилам начинается спустя год после ее ввода мощности. СПЭ же предлагает предусмотреть его оплату с первого года, а также учесть возможность переноса ввода на год и без применения штрафов в это время.

Еще одна инициатива связана с авансированием проектов. Сейчас до 70% стоимости оборудования оплачивается в момент заключения контрактов с его изготовителями.

При высокой ключевой ставке и дорогих кредитах авансирование, обсуждаемое регуляторами, уменьшит стоимость привлечения капитала и снизит суммарный платеж потребителей до 20%, подсчитали производители энергии.

Как отмечают в СПЭ, для проектов ПГУ планируется использовать головные или первые серийные образцы отечественных газовых турбин. Неготовность таких образцов в первые три года составляет в среднем 13%, в то время как на серийном оборудовании показатель держится в пределах 3%. В том числе поэтому следует ввести учет нормативной аварийности при расчете цены поставки мощности объекта модернизации, полагают в СПЭ.

Наконец, генерирующие компании вновь указывают на то, что ТЭЦ сложнее конкурировать с ГРЭС на отборах. По их мнению, необходимо ввести корректирующий коэффициент для приоритизации проектов обновления ТЭЦ на конкурсе. Но «Совет рынка» считает, что часть затрат для ТЭЦ компенсируется с рынка тепла. Льготы генераторы предлагают применять и к ПГУ, как это было на отборе инновационных ПГУ в 2021 году. Среди них — возможность переноса начала поставок на более поздний срок с дополнительной индексацией CAPEX в пределах 36 месяцев.

В СО указывают на то, что действующая программа предусматривает только «глубокую модернизацию» — полную замену оборудования или перевод с паросилового на парогазовый цикл. При продлении механизма, по оценкам диспетчера, нужно дать возможность продления ресурса путем замены отдельных элементов (легкая модернизация), «что позволит обеспечить долгосрочную надежную работу действующего оборудования при меньших капитальных затратах и в сжатые сроки».

Есть ли жизнь без надбавок

По оценкам СО, до 2042 года первый парковый ресурс (базовый показатель надежности) выработают около 45 ГВт генерирующих мощностей. В СПЭ объем оборудования ТЭС, нуждающегося в модернизации за этот же период, оценили в 64 ГВт. Поэтому ответ на то, в каком виде будет продлена модернизация старой тепловой генерации в России, станет ключевым для российской энергетики на ближайшие годы. В первую очередь это касается и финансов. С одной стороны, принцип целевых инвестнадбавок продолжает быть крайне удобным как государству, которое в последние годы распространило этот подход и на точечное закрытие энергодефицитов, так и крупнейшим владельцам тепловой генерации («Интер РАО», «Газпром энергохолдингу», «РусГидро»). С другой — крупный бизнес продолжает критиковать действующие механизмы за неэффективность и считает, что модернизация слишком дорого ему обходится.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что предложения по доработке программы модернизации в основном расширяют гарантии генераторам за счет потребителей и переносят риски с поставщиков на клиентов. Эффективность программы, по их мнению, это не повышает. Другое дело, если перезапустить модернизацию на основе логики второй программы поддержки ВИЭ: с лимитом инвестиций и отбором проектов по минимальной полной стоимости электроэнергии на жизненном цикле — LCOE, а также добавить стимулы в части топливной эффективности.

«Тогда модернизация из плоскости внутреннего соревнования среди генераторов за максимальный CAPEX перейдет в формат полноценной конкуренции за минимальную стоимость надежного энергоснабжения потребителей»,— говорят в ассоциации.

В СПЭ отмечают, что модернизация — самый дешевый способ продления эксплуатационного ресурса оборудования. Так, по соотношению одноставочной цены модернизации и строительства новой генерации получается, что модернизация выгоднее в два-четыре раза.

На взгляд Сергея Сасима из Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ, механизм модернизации, как и другие инвестиционные надбавки на опте, в обозримой перспективе останется наиболее эффективным способом аккумулирования финансовых ресурсов для развития мощностей. Хотя, подчеркивает он, текущие условия работы механизма финансирования модернизации нельзя назвать безупречными. Для его усовершенствования нужен более гибкий учет разного типа оборудования и спектра мероприятий по модернизации, выделение сбалансированного подхода к модернизации ТЭЦ, а также приведение ценовых параметров отбора к современным экономическим. Для отдельных проектов, добавляет аналитик, имеет смысл рассмотреть механизмы господдержки.

Мнение эксперта