Плохое электрическое равновесие

Недореформированная российская энергетика живет по запутанному клубку правил, где соседствуют рыночные и административные механизмы. Никто не озабочен выработкой оптимального сочетания различных источников генерации и способов доставки и потребления электричества и тепла для каждого региона Промышленные потребители страдают от повышения тарифов и по мере возможности обзаводятся собственной генерацией.

В 2019 году средние цены на электроэнергию для про­мышленных потребителей в России превысили средние цены в США. Таковы резуль­таты ежегодного монито­ринга конечных цен для промышленных потребителей, выполненного в ассоциа­ции «Сообщество потребителей энергии». По расчетам экспертов ассоциации, ко­нечная цена для промышленных пред­приятий РФ, подключенных на высоком уровне напряжения к распределитель­ной сети, в первом полугодии прошлого года составила около семи центов США за киловатт-час, включая налоги. Аналогич­ный показатель для американских про­мышленных потребителей, как следует из данных Международного энергетиче­ского агентства (IEA), включая все налоги и сборы, — 6,93 цента.

Помимо США мы умудрились обо­гнать по дороговизне электричества и четыре европейские страны — Бельгию, Францию, Швецию и Норвегию.

И если скандинавский феномен объ­ясняется крайне высокой ролью деше­вой гидрогенерации, а Францию спасает атомная энергетика (до 72% выработки), то пример США с рыночным ценообразо­ванием на топливо и структурой элек­трогенерации, сравнимой с российской (две трети мощностей — тепловая гене­рация), уже за гранью приличий.

В ноябре прошлого года по запросу Госдумы сравнительный анализ энер­готарифов в РФ и Европе делало Мини­стерство энергетики. Аналитики мини­стерства поданным за 2018 год пришли к выводу о существенно более низких, при пересчете в валюту, тарифах в России. Однако позже выяснилось, что мини­стерство использовало в расчетах цены на энергию на примере только восьми российских предприятий с крайне вы­соким потреблением (500-2000 МВт), подключенных к магистральным сетям с низким тарифом передачи. Поэтому этот расчет не показателен.

Нельзя не упомянуть о том, что пере­расчет российских тарифов из рублей в доллары и Минэнерго, и аналитики ассоциации проводили по текущему об­менному курсу рубля. Но сравнения по текущему курсу имеют смысл, строго говоря, лишь для производителей международно торгуемых товаров, которые вступают в конкуренцию друг с другом на глобальном, да и на российском рын­ке. Для всех прочих хозяйственных игро­ков правильнее сопоставлять стоимость такого важнейшего входящего ресурса, как электроэнергия, в расчете не по те­кущему курсу, а по паритету покупатель­ной способности рубля. Учитывая, что в расчете по ППС рубль тяжелее относи­тельно доллара почти в два с половиной раза, чем в расчете по номинальному курсу, то выходит, что сравнительное бремя энергозатрат для отечественных производителей значительно выше, чем в США.

«Внутренние [промышленные] по­требители платят в два-три раза больше, чем в упомянутых странах, и это при де­шевом газе и построенной в СССР энер­госистеме», — констатирует Валерий Семикашев, заведующий лаборатори­ей прогнозирования ТЭК Института на­роднохозяйственного прогнозирования РАН.

Вопиющая дороговизна электриче­ства в стране — нетто-экспортере энер­горесурсов не может не шокировать. Что это значит для экономического роста и конкурентоспособности нашей промышленности на внешних, да и на внутреннем рынке, долго объяснять нет надобности.

Впрочем, это не новость и не секрет для специалистов. На существенно более высокую, чем в ЕС, стоимость электро­энергии для российской промышлен­ности указывал, в частности, еще семь лет назад на страницах нашего журнала Булат Нигматуллин, заместитель гене­рального директора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) —см. «Не гоните народ на баррикады», № 16 за 2013 год.

Будем честны: это только часть прав­ды. Другая ее часть состоит в том, что некорректно рассматривать и сравни­вать с зарубежными аналогами уровень тарифов только для промышленных по­требителей. Второй крупный класс по­требителей — домохозяйства — платит за киловатт-час существенно, в среднем в 1,3-1,5 раза меньше, чем промышленные предприятия, и в два-три раза меньше, нежели малый и средний бизнес. Таким образом, индустрия обеспечивает под­держание субсидированных тарифов для населения. Правда, если мы пересчитаем средний тариф для нашего населения в доллары не по текущему курсу, а по все тому же ППС, то выйдем на уровень 12-14 центов за киловатт-час, что вполне сопоставимо с американским уровнем розничных тарифов.

В США, кстати говоря, ровно обратная ситуация — бремя энерготарифов для рядовых американцев почти вдвое выше, чем для промышленных компаний. И в этом больше чисто экономической ло­гики. Чем ниже класс напряжения у по­требителя, тем больший путь проходит электричество, тем больше его теряется, а значит, тем более высокий должен быть у него тариф. Металлургический завод за каждый киловатт-час электроэнергии, по идее, должен платить меньше, нежели средний бизнес. А розничные потреби­тели — домохозяйства — имеют самый высокий тариф.

Избавиться в одночасье от перекрест­ного субсидирования невозможно. Пре­жде всего по социальным мотивам. На­селение, кошельки которого изрядно похудели за последние шесть лет кризиса и стагнации, точно не поймет подобной инициативы.

Переломить тренд на удорожание энергии не сумели ни масштабный ввод новых энергогенерирующих мощностей в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ, его мы об­судим ниже), ни бухгалтерский эффект сильной девальвации рубля 2014-2015 годов. Его хватило лишь на три года, а в прошлом году российское электричество вновь побило по стоимости для инду­стрии американское в расчете даже по текущему курсу.

Высокая стоимость электричества в России — устойчивый многофакторный феномен, плохое равновесие, как любят говорить экономисты, свидетельствую­щий о глубоких структурных проблемах в отрасли и о слабом действии либо, как мы покажем ниже, даже полном отсут­ствии в ряде сегментов отрасли рыноч­ных механизмов.

В январе 2019 года правительство утвердило программу модернизации объектов электрогенерации до 2031 года (в отрасли ее окрестили ДПМ-2). В рамках программы предполагается мо­дернизация имеющихся в стране старых тепловых генерирующих мощностей в объеме до 41 ГВт. Это почти четверть всех ныне имеющихся в стране мощно­стей тепловой генерации, притом, что тепловая генерация в прин­ципе формирует основу энергосистемы страны.

«Это позволит существенно продлить срок эксплуатации тепловых электро­станций, не допустить вывода из экс­плуатации востребованных мощностей и, как следствие, предотвратить фор­мирование дефицита генерирующих мощностей в энергосистеме России», уточнили в пресс-службе Минэнерго России.

Казалось бы, мы стоим на пороге ново­го масштабного инвестиционного рывка в отечественной электроэнергетике. И уж он-то точно приведет к снижению цен в конце концов, обновленные генери­рующие мощности в теории должны ра­ботать эффективнее, потреблять меньше топлива и т. д. Но вынуждены огорчить читателей: ничего этого не случится. Главными бенефициарами программы, как и первой ДПМ, станут сами энерге­тики, получив на пятнадцать лет вперед гарантированный денежный поток от потребителей. Хуже того, непродуман­ный дизайн программы ДПМ-2 приведет к консервации в отрасли на ближайшие полтора-два десятилетия технологиче­ских решений полувековой давности. А значит, ни о каком кардинальном уде­шевлении электричества можно даже не мечтать.

Несостоявшийся «крест Чубайса»

Первая попытка совершить рывок в развитии отечественной энергетики в постсоветский период была предприня­та в середине прошлого десятилетия. На фоне бумирующей после погрома 1990-х отечественной экономики при явной недоинвестированности энергетической инфраструктуры страны на протяжении многих лет возникло опасение, что Рос­сия уже к концу десятилетия столкнет­ся с дефицитом электрогенерирующих мощностей. Активно демонстрируе­мый всюду председателем правления РАО «ЕЭС России» Анатолием Чубай­сом график двух стремящихся к пере­сечению линий (снижающегося объема выработки и стремительно растущего потребления электроэнергии в России) с чьей-то легкой руки получил прозвище «крест Чубайса». Самым убедительным аргументом в пользу реальности это­го риска стала крупная авария на под­станции Чагино в Москве в 2005 году, приведшая к веерным отключениям электричества, совершенно рутинным для большой России (в Приморье и на Сахалине графики отключений на неде­лю вперед печатались в местных газетах рядом с телепрограммой), но беспреце­дентным в столице (подробнее об инци­денте см. «Энергетика движется шагами — от аварии к аварии», «Эксперт» № 22 за 2005 год).

В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в новейшей истории России 4,6%. И именно эта циф­ра была экстраполирована на следующие 15 лет в рамках базового варианта про­гноза Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (утратила силу в 2017 году в связи с принятием более актуальной Генсхемы до 2035 года). И под эти параметры была запущена программа так называемых до­говоров на предоставление мощности.

Авторы программы ДПМ считают ее суперуспешной. По их мнению, она моби­лизовала несколько триллионов рублей частных инвестиций в новую генерацию и подтвердила верность основных прин­ципов реформы РАО ЕЭС на рыночных принципах. Однако более внимательный анализ механизма ДПМ позволяет за­ключить, что к рыночным принципам инвестирования она не имела никакого отношения. Была придумана бизнес- модель, избавившая генерирующие компании от рыночных рисков. В рамках десятилетних договоров на предостав­ление мощности возврат инвестиций с фиксированной нормой доходности по невероятной для инфраструктурной от­расли ставке 14% годовых обеспечивался включением в тариф специальной над­бавки. Таким образом, программу ДПМ в принудительном порядке оплатили промышленные потребители.

За 2012-2018 годы было введено в экс­плуатацию 130 генерирующих блоков суммарной мощностью около 30 ГВт (из 37 ГВт суммарных вводов ТЭС в этот пе­риод). Одновременно было выведено из эксплуатации 13,9 ГВт старых генериру­ющих мощностей. В результате порядка 15% всей установленной электрической мощности страны было обновлено. Обошлось это удовольствие промышленным потребителям в кру­гленькую сумму — порядка четырех триллионов рублей. Хорошо заработали и крупнейшие банки, с удовольствием прокредитовавшие инвестпрограммы генерирующих компаний, имевших га­рантированный денежный поток.

«Схема ДПМ гарантирует выплату инвестированных средств с учетом до­ходности, что создает значительную на­грузку на потребителей. Тем не менее программа ДПМ-1 была важным, но не единственным фактором роста цен на электроэнергию, — замечает Алексей Хохлов, руководитель направления “Электроэнергетика” Центра энерге­тики МШУ “Сколково”. — Инвестици­онная программа сетевого комплекса (как в части магистральных сетей вы­сокого напряжения, так и в части рас­пределительного сетевого комплекса) внесла существенный вклад в конечную цену. В этот период также росли цены на топливо и прочие эксплуатационные затраты, что находило отражение в ра­стущих тарифах. Кроме того, говоря про ДПМ, не надо забывать, что по этой схеме сооружались не только тепловые блоки (газ и уголь), но и новые АЭС и ГЭС, а в конце десятилетия к ним начали при­бавляться еще и ВИЭ».

Да и не жалко было бы денег для рас­шивки инфраструктурных ограниче­ний экономического роста. Но прогноз продолжения бешеного роста энергопо­требления оказался несостоятельным. Уже в 2014 году, на старте наших гео­политических приключений и санкционных войн, факт энергопотребления в стране разошелся с прогнозом более чем на 30%. Базовый вариант прогноза на 2020 год превосходит фактический объем потребления электроэнергии в 2019 году на 60%. В силу действия разных факторов, от резкого замедления экономического роста в стране до повышения внимания к энер­гоэффективности, реальный прирост потребления электроэнергии оказал­ся значительно ниже, чем ожидалось на старте программы. В результате в отрасли образовался существенный «навес» избыточных генерирующих мощностей.

«По нашим оценкам, примерно треть сооруженных по ДПМ блоков построе­ны не там, где нужно; еще треть — не то, что нужно, а оставшаяся треть зача­стую работает в неэффективных режи­мах, что вызывает перерасход топлива, — сетует известный эксперт в области теплоэнергетики, заведующий лабора­торией энергосбережения МЭИ Евгений Гашо. — Новые блоки за редчайшим ис­ключением согласовывались со схемами теплоснабжения. Например, суперновые китайские парогазовые установки на Троицкой ГРЭС в Челябинской области построены вообще без теплофикации, и теперь правительство региона строит рядом с этой ГРЭС котельную для ото­пления двух десятков тысяч жителей».

Примеры вопиющей бесхозяйствен­ности можно продолжать. Так, в конден­сационном режиме работает построен­ная финской Fortum в ХМАО Няганская ТЭЦ. Станция мощностью 1361 МВт обошлась более чем в 60 млрд рублей (в ценах 2013 года). Вместо поставок тепла в дома сибиряков две 80-метровые гра­дирни отапливают тайгу, а суммарный КПД станции составляет 58% (подробно­сти см. «В тайге стало светло», «Эксперт» № 39 за 2013 год). Для России этот КПД высок, а электричество со станции вос­требовано, но, если бы власти Нягани договорились с Fortum, загрузка станции могла быть еще выше, а тепло для жите­лей — дешевле.

Почему так произошло? Сказался некомплексный подход к размещению объектов новой генерации. «Ослабле­на система прогнозирования и энерге­тического планирования, — поясняет Евгений Гашо. — Станции зачастую по­строены без привязки к реальным по­требностям. Вопрос упирается в согласо­вание схем энергоснабжения, но схемы — это другое мышление, которое отбили и которое предполагает учет разных ин­тересов. Второй этап — это уже увязка тепловых и электрических схем. Из реги­ональных и макрорегиональных балан­сов будет видно оптимальную структуру по всей стране на перспективу—сколько АЭС, сколько газотурбинных установок, парогазовых установок следует строить и как загружать, а где и сколько предпо­чтительнее закрыть локальной распре­деленной генерацией».

Сами энергетики, участвовавшие в программе, предсказуемо приводят ар­гументы в ее пользу. Так, «Газпром Энер­гохолдинг» сообщает, что за 2008-2018 годы ввод новых генерирующих мощ­ностей параллельно с выводом старых и со сменой технологии (переходом от паросиловых установок к парогазовым) позволил снизить удельное потребление топлива вдвое, с 500 до 250 граммов на киловатт-час. Однако если рассчитать за аналогичный период показатель то­пливной эффективности генерации в целом по России, то снижение будет су­щественно более скромным, а итоговый показатель — существенно выше, с 338 до 314 граммов условного топлива на киловатт-час.

В любом случае программа ДПМ не решила кардинально проблему нако­пления в единой энергосистеме старо­го, физически и морально устаревшего оборудования. Как указывают в Совете производителей энергии (ведущая от­раслевая ассоциация в России), объем мощностей старше 40 лет (то есть с ис­черпанным ресурсом) уже в 2018 году превысил 60 ГВт. К 2025 году при сцена­рии «ничего не делать» этот показатель вырастет до 85 ГВт, то есть до половины всей ныне имеющейся тепловой генера­ции в стране.

Эти мощности надо замещать или мо­дернизировать, а на срок модернизации выводить из эксплуатации. В нормаль­ных условиях был бы риск возникно­вения некоторого дефицита на рынке электроэнергии. Однако значительный избыток мощностей, появившийся в ре­зультате реализации программы ДПМ, создал временное окно возможностей, для того чтобы использовать этот про­фицит как резерв для временного вы­вода старых генерирующих мощностей из эксплуатации на модернизацию, не стесняя при этом потребителей электроэнергии.

Такова официальная мотивиров­ка запуска новой программы ДПМ. Есть еще и неофициальная. Злые язы­ки утверждают, что программу ДПМ-2 пролоббировали энергетики, ощутив­шие всю прелесть бизнес-модели с га­рантированной доходностью за счет добровольно-принудительных платежей потребителей.

В Минэнерго поясняют, что в рамках отбора по программе ДПМ-2 одним из условий допуска к проведению отбора является показатель востребованности оборудования не менее 40% (за предыду­щие два года до года проведения отбора), что позволяет модернизировать только востребованное оборудование. А при расчете показателя эффективности, на основании которого определяются по­бедители, используется фактический ко­эффициент использования установлен­ной мощности (КИУМ) электростанции за последние два года. При этом, если фактический КИУМ ниже 60%, то в рас­чете заложен механизм стимулирования собственника электростанции к ее экс­плуатации после модернизации с боль­шим КИУМ, в противном случае он не окупит вложенные инвестиции.

Синекура-2

Первый отбор проектов в рамках про­граммы ДПМ-2 на 10,4 ГВт, со сроками ввода модернизированных мощностей в 2022—2024 годах, был проведен весной прошлого года. Еще чуть более 4 ГВт те­пловых мощностей было отобрано про­шлой осенью со сроками ввода в 2025 году. Это те мощности, по которым уже есть какая-то конкретика: где, кто, что, когда и почем.

Отбор проводится среди поданных компаниями заявок силами Системно­го оператора Единой энергетической системы. Основным критерием отбора выступает одноставочная цена, но так­же принимаются во внимание востребо­ванность энергии этой станции, возраст оборудования. Как следует из идеологии программы, какой-то дополнительный объем мощности, сверх отобранного Си­стемным оператором, может быть также включен в программу межведомствен­ной правительственной комиссией.

«Заключить ДПМ-2 имеет право толь­ко победитель конкурентного отбора проектов модернизации, где критерием отбора является показатель эффектив­ности проектов (аналог одноставочной цены), который позволяет отбирать про­екты с наименьшими затратами для по­требителей, — поясняют в Минэнерго. — Кроме того, прийти на отбор могут только тепловые электростанции, соот­ветствующие входным параметрам, в том числе по сроку эксплуатации, по востре­бованности. Модель отбора ДПМ-2 также содержит дополнительные ограничения по предельным уровням капитальных затрат и жесткие требования по уровню локализации оборудования».

Конкурс проводился между проекта­ми первой (Центр и Урал) и второй (Си­бирь) ценовыми зонами в соотношении 80% на 20% соответственно.

В перечень объектов генерации, про­шедших конкурсный отбор на первом этапе, вошли 30 проектов. Главным вы­годоприобретателем стала компания «Интер РАО» — более 60% отобранных мощностей. Масштабные объемы задей­ствованных в программе объектов рекон­струкции генерирующих мощностей по­лучили также «Юнипро» (19%) и «Газпром энергохолдинг» (8%).

Большинство тех, кто прошел кон­курсный отбор (55,5%), будут модер­низировать турбины ТЭС, 27% займут­ся заменой котлового оборудования, 17,5% планируют обновить и турбины, и котлы.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по старой ДПМ), из которых 15 лет компа­нии будут получать повышенные плате­жи за обновленную мощность с гаран­тированной ставкой доходности, так называемые платежи по ДПМ.

Норма доходности, согласно послед­ней модификации программы, состав­ляет 12% и привязана к 7,5-процентной доходности облигаций федерального за­йма (ОФЗ) с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходно­сти 10-15-летних госбумаг выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доход­ности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.

Итак, ведущие генерирующие компа­нии страны обеспечили себе на 15 лет вперед гарантированный денежный по­ток с отличной доходностью ради, каза­лось бы, благого дела — модернизации отрасли. Но если присмотреться к проек­там внимательнее, ни о какой серьезной технологической модернизации речи не идет. Корректнее это было назвать мас­штабными капитальными ремонтами на базе старых технологий.

«Программа ДПМ-2 фактически яв­ляется квазирыночным механизмом от­носительно недорогого и неглубокого обновления старых электростанций с точечной заменой отдельных элемен­тов основного оборудования, при этом технологический уклад сохраняется до 2030-2050-х годов таким же, с которым эти станции создавались в середине прошлого века, — говорит Юрий Мель­ников, старший аналитик по электро­энергетике Центра энергетики МШУ “Сколково”. — В рамках альтернативной стратегии модернизации энергетики, очевидно, нужна была корректировка рыночной модели с устранением нако­пившихся диспропорций, направленная на допуск возможно широкого круга вариантов развития энергосистемы на основе всего спектра доступных сегодня технологий и бизнес-моделей».

«Многие из заявленных генератора­ми мероприятий обойдутся в пять-семь тысяч рублей за киловатт и все равно были бы осуществлены без специальных договоров на предоставление мощности, — считает Николай Посыпанко, руко­водитель направления регулирования энергорынков VYGON Consulting. — От­части положение спасает правитель­ственная комиссия, где удалось, пусть и в качестве экспериментальных, утвер­дить отдельные проекты перевода ТЭС на парогазовый цикл — с применением газовых турбин большой мощности, ча­стично локализованных в России».

В ИПЕМ в принципе сомневаются в целесообразности программы, подобной ДПМ-2 в ее нынешней конфигурации.

«Реализация программы не приве­дет к существенному росту нагрузки на потребителей на рынке мощности, — рассказывает эксперт-аналитик ИПЕМ Алексей Фаддеев. — Стоимость меро­приятий по модернизации составляет 11 тысяч рублей за киловатт, что в разы де­шевле строительства новой генерации. Для сравнения: согласно данным СМИ, удельная стоимость новой парогазовой ТЭС в Тамани составит более 100 тысяч рублей за киловатт. Если сравнить кап- затраты по программе модернизации с ценами конкурентного отбора мощно­стей, то окажется, что компенсировать капзатраты на модернизацию возможно за 4,2 года в первой ценовой зоне и 6,5 года во второй ценовой зоне».

Правда, эта оценка, как поясняет экс­перт, не учитывает, с одной стороны, необходимость компенсации постоян­ных эксплуатационных затрат, — но, с другой стороны, и наличие прибыли у генерирующих компаний из других ис­точников, так что ее можно признать репрезентативной.

Технологии, которых не будет?

Важным экономическим эффектом масштабной программы модернизации энергетической инфраструктуры мог бы стать мультипликативный эффект, кото­рый дают заказы для промышленности на поставку широкого перечня продук­ции, от энергетического оборудования до строительных материалов.

«Газпром энергохолдинг» приводит следующие расчеты. Реализация проек­та установки Т-295 (теплофикационной паровой турбины Уральского турбинно­го завода мощностью по энергии и теплу 335 МВт и 385 Гкал/ч соответственно) на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» потребовала за­купки и использования 16 тыс. тонн це­мента, щебня и бетона, 5500 тонн труб­ной продукции и проката, 8,5 комплекта турбин и насосов и 65 комплектов элек­тротехнического оборудования, 1900 элементов АСУ ТП. Пересчет объемов ДПМ-2 в эквиваленте Т-295 означал бы появление потребности в строительной, металлургической и машиностроитель­ной продукции, соответственно, в 120 раз большей.

В целом, по расчетам Совета произ­водителей энергии, реализация про­граммы ДПМ-2 потребовала бы 1,6 трлн рублей, из которых 900 млрд получат предприятия строительного и проект­ного комплекса, 500 млрд рублей про­изводители оборудования, в основном энергомашиностроители, и еще не менее 160 млрд рублей уйдет металлургам.

Как ранее отмечал по этому поводу первый заместитель генерального ди­ректора «Газпром энергохолдинга» Па­вел Шацких, программа ДПМ-2 могла бы стать драйвером роста промышлен­ности, потребовав восстановить про­изводство специальных изделий, для которых необходимы продвинутые современные технологии, в том числе поковку корпусных элементов турбин, роторов турбин и генераторов; выпуск современных типов жаропрочной стали для элементов оборудования парогазо­вых установок и поверхностей нагрева котлоагрегатов.

Определенные технологические на­работки у наших энергомашиностроителей есть. Помимо упомянутой Т-295 можно отметить проект газовой турби­ны большой мощности ГТД-110М.

Турбина сложной судьбы, разработ­ка которой началась еще в 1980-х, даже реализованная «в железе» на опытных экземплярах, но так и не пошедшая пока в серию (хотя это планировалось еще на 2018 год).

Хотя, как уверяет первый заместитель генерального директора «Ростеха» Владимир Артяков, «мы предполагаем пер­вый серийный выпуск в 2020 году. Мощ­ности для серийного производства уже подготовлены, опытно-промышленная эксплуатация турбины завершена».

Ранее, в рамках той же программы ДПМ, в российской электроэнергетике широко применялись турбины немец­кой Siemens. Однако из-за скандала с поставками агрегатов SGT5-2000E — причем российской сборки — в Крым стало очевидно, что это не лучший ва­риант с точки зрения энергетической безопасности.

Как заявил генеральный директор плотно работавших с немцами «Силовых машин» Тимур Липатов, «иностранный участник может пообещать что угодно, но в какой-то момент сослаться на судеб­ный процесс или запрет в его домашней юрисдикции. Мы вели интенсивные пе­реговоры с партнерами по совместному предприятию о том, что надо его пере­форматировать, чтобы соответствовать этим требованиям. На всех переговорах, в том числе с участием нашего акционе­ра, представители Siemens последова­тельно заявляли, что они не могут пере­дать контроль над технологиями — по политическим мотивам. Это так прямо было сказано».

Характерно, что и сами «Силовые ма­шины» решили не ориентироваться лишь на сотрудничество с Siemens и разрабо­тать собственную газовую турбину.

Программа ДПМ-2, казалось бы, дает надежды на импортозамещение по энер­гетическому оборудованию. Так, теперь требуется 90-процентный уровень лока­лизации оборудования с последующим повышением этого показателя до 100% к 2025 году. Ранее, в старой ДПМ, таких жестких требований не было.

Однако основным критерием отбора проектов была минимальная цена про­изводимой электроэнергии, поэтому модернизация, которая проводится, не­глубокая. На принципиальный техно­логический рывок в связи с программой ДПМ-2, по крайне мере первой ее части, едва ли стоит рассчитывать.

«Из 86 отобранных проектов только два предполагают использование па­рогазовых установок, которые отлича­ются высоким КПД, — говорит Алексей Фаддеев из ИПЕМ. — Как следствие, программа модернизации не обеспечит существенного повышения КПД ТЭС, ко­торый наблюдался в предыдущие годы благодаря вводу парогазовых устано­вок за счет реализации ДПМ ТЭС. Она, скорее, нацелена на продление ресурса основного оборудования, чем на каче­ственное повышение КПД и экологиче­ской эффективности. В частности, воз­можности качественной модернизации  систем удаления и утилизации золош­лаковых отходов на угольных электро­станциях правила проведения отборов для участия в программе модернизации ТЭС не предусматривают».

«Программа ДПМ-2 готовилась в спешке, не продуманы последствия для отрасли, не учтены ни переход на газовые турбины, ни модернизация ма­шиностроения под эти проекты. В итоге модернизируются (а подчас и просто ремонтируются) условно “старые” паро­вые турбины и котлы по старым техно­логиям (парогаз — технология 20-30- летней давности, на паросиловом цикле паровозы ездили) или используются новые импортные газовые турбины, — сетует Валерий Семикашев из ИНП РАН. — В 2019 году уже провели отборы на треть всего объема планируемой к модернизации мощности. Параллельно был выделен грант на семь миллиардов рублей на разработку отечественной газовой турбины большой мощности. И по оптимистическим планам “Силовых машин” они готовы выпускать турби­ну начиная с 2024 года, когда большая часть проектов уже будет запланиро­вана. Ведь понятно, что никто не будет заявлять в конкурсный отбор проект на основе еще не выпущенной в серию турбины».

Помимо турбины «Силовых машин» есть еще «РЭП Холдинг», сотрудничаю­щий в проекте создания мощной газовой турбины с General Electric. Есть «Сатурн», есть «Пермские моторы», пытающиеся сделать энергетическую турбину на базе авиационной. Российскому рынку нужна своя надежная, эффективная и экономичная парогазовая технология индустриальных турбин.

Пусть цветут сто цветов

Крупным потребителям становится вы­годнее строить свою собственную гене­рацию и локальные сети с использовани­ем наилучших доступных технологий, чем оплачивать теперь уже ДПМ-2, в ходе которого произойдет обновление обо­рудования (но не технологий!) на чужих ТЭЦ.

В целом децентрализация электроэ­нергетики во всем мире началась давно, еще до появления новомодных «зеленых» технологий. Если посмотреть на тополо­гию размещения генерации в развитых европейских странах и в США в 1970-е годы и сравнить с ситуацией сегодня, то можно увидеть кардинальные сдви­ги. Если раньше энергосистемы таких стран держались на нескольких крупных станциях мощностью по несколько сотен мегаватт, то сегодня это тысячи неболь­ших установок, расположенных вблизи потребителя.

В целом этим путем идет и Россия. В стране очень дешевый газ и очень доро­гое централизованное электричество. Это стимулирует многих крупных по­требителей строить свою собственную распределенную генерацию. Но каков будет результат такого развития события для системной эффективности и надеж­ности энергоснабжения?

Опрошенные нами эксперты придерживаются взвешенного подхода.

«Развитие распределенных энерге­тических ресурсов, включая распреде­ленную генерацию, является одной из глобальных тенденций, — рассуждает Алексей Хохлов из Центра энергетики МШУ “Сколково”. — К концу двадцато­го века эффект масштаба перестал ра­ботать так хорошо, как это было еще в 1950-е: появились новые технологии производства электроэнергии, причем не только на базе ВИЭ, — газотурбинные, газопоршневые и парогазовые, которые позволили создавать недорогие и эффек­тивные электростанции небольшой мощ­ности (от десятков киловатт до десятков мегаватт). У распределенной генерации есть и другие преимущества — напри­мер, добавление новых мощностей мож­но делать более мелкими приращениями в зависимости от реальной динамики и расположения спроса».

«Мы не ратуем за какие-то особые меры поддержки распределенной гене­рации, — продолжает Алексей Хохлов,

а поддерживаем сбалансированный подход к развитию всех видов энергети­ческих ресурсов. Для снятия противоре­чий в энергетической политике следует признать распределенную энергетику важным элементом развития электроэ­нергетики России и активно задейство­вать ее возможности при разработке и реализации схем и программ развития электроэнергетики регионов».

Валерий Семикашев считает, что там, где распределенная генерация уже сей­час лучше старой генерации в рамках ЕЭС, можно отключать потребителей от оптового рынка и переходить на рознич­ный рынок на местной генерации. Там, где тарифы для предприятий — семь- восемь рублей за киловатт-час или выше, и это не важный узел с точки зрения топологии сети, это оправданно. При этом важно оставлять связи с единой энергосистемой, но чтобы потребители платили только за надежность и резер­вирование по числу линий, на случай собственных аварий.

«В целом по ЕЭС надо вводить (но на рыночных, не субсидируемых условиях) возможность перехода к умным (распре­деленным) сетям и возможность приема энергии в сеть от малых генераторов, убежден Валерий Семикашев. — Не­обходимо продумать политику входа/ выхода на оптовый и розничные рынки, которые стимулировали бы эффектив­ность по критерию минимума затрат в деньгах или минимум затрат в деньгах плюс фактор снижения потребления то­плива. Сегодняшние условия, наоборот, повышают неэффективность системы».

Александр Ивантер, Сергей Кудияров

В подготовке статьи принимал участие Евгений Огородников

Эксперт, №8, февраль 2020