Основные положения, предложенные министерством энергетики: за 10 лет под обновление попадут 39 ГВт мощностей, отобранных в ходе конкурса (ещё до 3,9 ГВт выберет специальная комиссия по энергетике); базовая норма доходности для генерирующих компаний составит 14% в год; локализация оборудования — 90%. Срок окупаемости — 15 лет. На модернизацию будет выделено 1,35 трлн рублей.
Продлить срок работы ТЭС
В настоящее время средний возраст теплогенерирующего оборудования составляет 34 года. При этом, как считают эксперты, большая его часть выработает свой ресурс уже в ближайшее время. За рамками паркового ресурса сегодня эксплуатируется 74% мощностей. Планируемая модернизация позволит продлить срок работы ТЭС на 15–20 лет.
По некоторым электростанциям износ оборудования достиг 100–150%. «Ресурсы по отдельным элементам продлевались уже несколько раз, — утверждает заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко, — то есть они отработали свой ресурс по 2–3 срока».
По мнению замминистра, программа модернизации не приведет к снижению стоимости электроэнергии. «Она будет иметь другие плюсы, — заявил Кравченко, — первое — это надежность в тепло- и электроснабжении, второе — это загрузка отечественного машиностроения, то есть производство турбин, генераторов, котлов, всего вспомогательного оборудования. Будут задействованы проектные институты, строительные компании».
На основе ДПМ
Программа модернизации будет реализовываться на основе Договора о предоставлении мощности (ДПМ). Этот формат уже опробовался при строительстве новых объектов электроэнергетики в 2007–2018 годах, сейчас его будут использовать, чтобы провести техническое перевооружение старых ТЭС.
В свое время такую схему привлечения инвестиций придумал и применил Анатолий Чубайс, когда происходило реформирование РАО «ЕЭС России».
Программа, которую называют ДПМ-2, по мнению ее создателей, будет сдерживать рост тарифов на электроэнергию на уровне не выше инфляции. Предусматривается конкурсный отбор проектов реконструкции ТЭС, первый из них должен состояться до конца 2018 года. Планируется, что до 1 ноября Минэнерго проведет сбор заявок.
Основной критерий отбора проектов — минимизация стоимости для потребителей. В рамках конкурентной процедуры будет рассматриваться одноставочная (то есть средняя, учитывающая капитальные и эксплуатационные затраты) цена электроэнергии, которую будет вырабатывать ТЭС или ее отдельный блок после модернизации. К конкурсу допускается оборудование, которое находилось в эксплуатации более 40 лет, с высокой востребованностью в энергосистеме, выработавшее свой парковый ресурс.
Таким образом, предпочтение при конкурсном отборе будет отдано тем производителям, которые сформируют минимальные затраты на приобретение энергетического оборудования, и докажут свою способность конкурировать с иными поставщиками во всех секторах торговли энергоресурсами — поставкой электрической энергии, мощности, продажи тепловой энергии.
В проекте модернизации в обязательном порядке должны быть прописаны работы, связанные с модернизацией турбинного и котельного оборудования (для них правительство устанавливает предельный уровень капитальных затрат, не превышающий 120% эталонных типовых затрат). Кроме того, в список необходимых мероприятий в рамках эталонных типовых затрат могут быть включены: замена генератора, градирни, паропроводов, установка электрофильтров и дымовой трубы.
С компаниями, прошедшими конкурсный отбор, будут заключены юридически обязывающие договора, которые гарантируют инвестору возврат инвестиций с доходностью. В документах также будут зафиксированы обязательства поставки мощности на период 16 лет с соответствующими финансовыми санкциями за невыполнение таких обязательств. Начало поставки мощности от первых объектов, отобранных в результате конкурса, запланировано на 2022–2024 годы.
В течение первых двенадцати месяцев оплата мощности проектов, попавших под программу модернизации, будет производиться только по заявленным условно-постоянным затратам, а начиная со второго года поставки (то есть в течение 15 лет) — с учетом возврата капитальных затрат. Базовая доходность при этом установлена на уровне 14%.
Первые отборы планируется провести до конца 2018 года сразу на 3-х летний период (с началом поставки в 2022–2024 годах) для формирования долгосрочных планов, в том числе в отношении загрузки отечественного машиностроительного комплекса. Квота на отбор проектов составит не более 4 ГВт в год.
Механизм реализации инвестиционных проектов базируется на консервативном прогнозе прироста электропотребления в стране на уровне 0,5% в год и снижении инфляции — с 4% в 2018 году до 2% в 2027 году.
Требования по локализации
Важным условием при реализации программы модернизации ТЭЦ по ДПМ-2 считают локализацию производства. В проекте программы отмечено, что локализация оборудования для модернизации должна составить 90%. В правительстве ожидают, что, таким образом, удастся обеспечить заказами отечественное машиностроение. В основном это касается паросилового оборудования, а также производства турбин, генераторов, котлов и всего вспомогательного оборудования.
По информации Минэнерго, к настоящему времени поданы заявки на замену 195 паровых и шести газовых установок. Некоторые эксперты предупреждают, что главный недостаток запускаемой программы — фактический отказ от современного оборудования. Первые участники конкурсного отбора в большинстве своем будут вынуждены использовать турбины предыдущего поколения.
В апреле 2018 года со своими предложениями в отношении модернизации ТЭС выступил председатель совета директоров компании «Силовые машины» Алексей Мордашов. Он попросил пересмотреть программу ДПМ-2 с учетом перехода электростанций на более эффективное парогазовое оборудование. Бизнесмен выразил готовность изготовить газовые турбины мощностью 65 и 170 МВт на базе «Силовых машин». КПД парогазовых установок (ПГУ) на 40% выше, чем паросиловых блоков (ПСУ), и хотя ПГУ по стоимости почти на треть дороже ПСУ, расход топлива в них значительно ниже. Но такие турбины — проблема для нашей страны, технологий для их производства у России пока нет.
Попытка Объединенной двигателестроительной корпорации (ОДК, входит в «Ростех») и «Роснано» изготовить ПГУ нового поколения мощностью 110 МВт не увенчалась успехом. При испытаниях, которые проводились в декабре 2017 года на заводе «Сатурн» в Рыбинске, опытный образец развалился.
Тем не менее руководство «Силовых машин» считает, что при поддержке государства в виде софинансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, и при гарантии реализации новой продукции компания сможет уже в 2021 году произвести 22 газовых турбины мощностью 170 МВт, и в 2023 году — еще 26 турбин мощностью 65 МВТ.
Как сообщили в министерстве энергетики, глава энергетического ведомства Александр Новак поручил своим заместителям Вячеславу Кравченко и Андрею Черезову проработать предложения Мордашова. В Минэнерго и Минпромторге считают, что на создание собственной газовой турбины уйдет 3–4 года, а пока отечественные производители энергетического оборудования уверяют, что готовы на 100% закрыть потребности в оборудовании для паросиловых блоков.
«Возможно, это неправильно с рыночной точки зрения, но по мне, лучше использовать не столь эффективное и современное паросиловое оборудование российского производства и знать, что оно не отключится по ‘‘щелчку’’. И если с ним что‑то произойдёт, никто не задержит поставку лопаток, валов», — пояснил Вячеслав Кравченко, намекая на неприятную ситуацию, связанную с поставками в Крым турбин Siemens.
В настоящее время Минпромторг России разрабатывает методические указания по определению степени локализации. В случае невыполнения требований по локализации мощность таких проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет.
Профицит или дефицит?
Как известно, в начале экспертное управление администрации президента «завернуло» план министерства энергетики по реконструкции тепловой генерации. Было предложено доработать представленную концепцию, поскольку «она не содержала механизма привлечения инвестиций в модернизацию». К настоящему времени документ доработан и проходит последние этапы утверждения. Минэнерго проводит большую работу по согласованию с генерирующими компаниями параметров программы. Общий ее объем — 3,5 трлн руб. до 2035 года. Сюда входит поддержка АЭС, «зеленых технологий» (возобновляемых источников энергии) и электроснабжение удаленных районов. Из этой суммы 1,35 трлн руб. планируется направить на модернизацию ТЭС.
В начале июля вице-премьер РФ Дмитрий Козак провел совещание, на котором обсуждался итоговый вариант программы ДПМ-2. В целом концепцию модернизации на совещании приняли, профильные ведомства существенных замечаний не высказывали, они скорее носили технический характер. Дмитрий Козак поручил все запротоколированные разногласия устранить до 15 августа. После этого документ может быть внесен на рассмотрение правительства.
Необходимо заметить, что программа модернизации старых ТЭС воспринимается специалистами далеко не так однозначно, как хотелось бы. Критика проекта основана на том, что в нашей энергетике сейчас нет дефицита мощности, более того, существует профицит устаревших неэффективных мощностей, от которых следует избавляться.
По оценкам «ВЫГОН Консалтиг», в 2010–2017 годах по сравнению с масштабным вводом новых мощностей ТЭС (33 Гвт), АЭС (5,1 Гвт) и ГЭС (3,7 Гвт) вывод из эксплуатации старой генерации осуществлялся значительно более низкими темпами (13 Гвт), что обеспечивает профицит мощности в Единой энергетической системе России. С 2012 года экономика нашей страны, как считают в аналитическом агентстве, переживает период стагнации, отразившийся и на электропотреблении, фактическое значение которого разошлось с прогнозом примерно на 30%.
Например, когда велась разработка проекта ДПМ-1 (для строительства новых мощностей) ежегодный рост потребления электроэнергии планировался 4,5%, к сожалению, в настоящее время этот показатель составляет менее 1%.
В ассоциации «Сообщества потребителей энергии» посчитали, что к 2023 году избыток энергетических мощностей превысит 52 ГВт. Это приведет к тому, что в ближайшие 3–4 года реализация только уже существующих программ приведет к превышению на 970 млрд руб. платежей за электроэнергию над прогнозируемой инфляцией. С внедрением ДПМ-2 разрыв может достигнуть 1,5 трлн рублей. По мнению экспертов ассоциации, реализовывать столь глобальную программу сейчас нет насущной необходимости.
«Профицит есть, но качество его очень сомнительное», — утверждает заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко. По данным Минэнерго, каждый год этот профицит уменьшается на 3 ГВт. Более того, как раз на период до 2022–2025 года приходится высокая вероятность пересечения объемов спроса и предложения. А значит, в этом промежутке времени может возникнуть дефицит мощности. «В определенной степени программа модернизации ТЭС — это задел на будущее, — уверен замминистра. — Не дожидаясь возникновения подобного рода дефицита, мы начинаем работать на опережение».
