Малыши закроют дефицит

Российский рынок электроэнергетики стоит перед серьезным вызовом: в ближайшие двадцать лет нужно решить проблему износа 70 ГВт тепловой мощности. По большому счету выхода два — пытаться сохранить централизованную систему или смириться с децентрализацией энергетики.

По итогам 2017 года в России практически полностью реализована первая программа договоров на поставку мощности (ДПМ) — специального инвестиционного инструмента, нацеленного на модернизацию энергетической инфраструктуры страны. Эта программа оказала ощутимый эффект на энергетику, и проблемы дефицита электроэнергии, так волновавшие отраслевое сообщество еще десять лет назад, ушли на второй план. Возник профицит мощности. В рамках масштабного инвестиционного процесса в стране было построено порядка 130 генерирующих блоков суммарной мощностью более 27 ГВт — это более 10% всей имеющейся сейчас в стране установленной мощности. Что касается размеров инвестиций, то, по данным Минэнерго, в энергетику (включая атом, гидроэнергетику и объекты теплогенерации) было вложено около 3,6 трлн рублей. В 2018 году будут введены в строй последние объекты. И энергосообщество принялось активно обсуждать новую модернизацию. Первыми, кто должен перестать получать надбавку к цене за введенные мощности, оказались теплоэнергетики, так как их объекты сравнительно недороги, и им определили на возврат инвестиций десять лет, что само по себе нонсенс. Тем не менее платежи по ДПМ теплогенерирующие компании закончат получать к 2025 году. Им этого, разумеется, не хочется, поэтому они уже сейчас спешат воспользоваться возможностью и инвестировать во второй ДПМ. В этом случае надбавки по ДПМ останутся с ними и после 2025 года. Если говорить об инвестициях в ДПМ-2, то речь идет о 1,5 трлн рублей.

Идея ДПМ-2 для теплоэнергетики уже одобрена президентом, однако для ее реализации регуляторам необходимо учесть ошибки, совершенные при реализации ДПМ-1, и пристальнее смотреть на прогнозы и вызовы, стоящие перед единой энергосистемой страны. Ведь ситуация в энергетике со времен запуска ДПМ-1 кардинально изменилась, а сам ДПМ-1 парадоксальным образом не укрепил позиции крупной генерации, а ослабил их, вызвав развитие распределенной генерации. Кроме того, для промышленных потребителей ДПМ-1 вылился в серьезное повышение цен.

Цена на электроэнергию в ЦФО для потребителей среднего напряжения составляет около 4 руб./кВтч, и это уже достаточно высокий уровень, сопоставимый с уровнем цен в странах Скандинавии и Балтики. Но нас и в дальнейшем ждет рост цен на электроэнергию — в ДПМ-1 включены атомные, гидростанции, возобновляемая энергетика, модернизация объектов в Крыму и Калининграде. Всем им дают надбавки для окупаемости, а надбавки приплюсовываются к цене. Более того, в будущем в ДПМ-1 добавится строительство современных мусоросжигательных заводов, производящих электроэнергию (планируется пять таких заводов в Москве и два в Казани), вероятно, модернизация станций в Якутии и на Сахалине (объекты, не входящие в единую энергосистему страны), а также неминуемый ввод реакторов атомных электростанций. В итоге цена на электроэнергию, по прогнозам, может вырасти до 4,5 руб./кВтч для потребителей среднего напряжения.

Так что нет ничего удивительного в том, что потребители отчаянно ищут выход — и находят его в распределенной генерации. Не стоит забывать, что в России самый дешевый газ в мире, в стране заметно подешевели деньги и сложилась ситуация, когда многим потребителям выгоднее строить свою небольшую генерацию, которая легко окупается на горизонте пяти-семи лет при цене на электроэнергию 3,5–4 руб./кВтч. Фактически ДПМ-1, заявленный под нужды крупной генерации, ускорил развитие в стране генерации мелкой, и ДПМ-2 имеет шансы закрепить «успех», сделав распределенную генерацию еще выгоднее.

Будущее за распределенной генерацией.

ДПМ-1 подстегнул распределенную генерацию в России. 

Ошибка крестов.

Знаменитый «крест Чубайса», изображающий разрыв между спросом на электроэнергию и действующей мощностью, возник в 2006 году. Тогда рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. Эту цифру взяли за основу прогноза, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утвержден средний рост на уровне 4,3% в год. К 2014 году потребление должно было вырасти на 40% к факту 2007 года. Столь существенный прогнозируемый дефицит электроэнергии и заставил правительство запустить масштабную стройку новых генерирующих объектов страны.

Однако у государства денег на столь большие вложения не было, что заставило придумать специальный инвестиционный механизм, тот самый ДПМ-1. Разделив энергетическую монополию РАО ЕЭС на части — генерацию и сети, — государство раздало и обязательства новым акционерам: они должны были построить станции. Невыполнение этих обязательств предусматривало жесткие санкции. Зато за введенную мощность государство давало надбавку к тарифу, тем самым гарантируя инвесторам, что они окупят вложения за десять лет по ставке 14% — по мировым меркам это очень быстро и дорого.

В результате десять лет в России наблюдался бум нового строительства как в сетях, так и в генерации электроэнергии. Однако реальность сильно разошлась с прогнозом: спрос на электроэнергию рос гораздо медленнее, чем предполагалось в 2006 году: в среднем менее чем на 1% в год. В итоге на начало 2017 года в единой энергосистеме (ЕЭС) работало 244 ГВт установленной мощности, при том что максимум, который требуется российским потребителям, — 154,3 ГВт. Размер профицита мощностей — тема спорная (у системы должен быть солидный резерв, обеспечивающий надежность), но у экспертного сообщества устоялась цифра профицита в 20 ГВт. Как ни странно, при наличии профицита цены на электроэнергию для потребителя выросли за эти десять лет на десятки процентов. Работающие по ДПМ генераторы получают хорошие прибыли, а вот работающие на старом оборудовании в связи с особенностями ценообразования еле сводят концы с концами.

Что делать с динозаврами.

Около 60% электроэнергии в стране производятся на сжигании углеводородного топлива, в основном угля и газа. При этом 80% ТЭС построено более пятнадцати лет назад, в системе есть динозавры, заставшие эпоху ГОЭЛРО. Естественно, на первый взгляд требуются кардинальные меры по замещению морально и материально устаревшего оборудования. Но главный актуальный вопрос в том, что делать с массовым строительством времен СССР. Под снос так или иначе может до 2035 года пойти до 70 ГВт мощностей, основная часть этой генерации находится в европейской части России. Иными словами, перед страной маячит дефицит электроэнергии в 70 ГВт. Казалось бы, как это может быть проблемой, если в результате ДПМ-1 у нас уже профицит мощности? На самом деле профицит локален и не в состоянии закрыть ту мощность, которая требует замещения на горизонте двадцати лет. А поскольку электрогенерация — отрасль крайне капиталоемкая, с большими циклами строительства и окупаемости, то думать над этой проблемой замещения или обновления ветшающих советских мощностей надо уже сейчас.

Итак, даже после реализации огромной по масштабам программы модернизации ДПМ-1 не был найден ответ на вопрос, что делать со стареющим оборудованием и мощностями, построенными в период агрессивной индустриализации Советского Союза. По оценке Совета производителей энергии, более 43 ГВт имеющихся мощностей было введено до 1970 года, еще 30 ГВт — в 1971–1980 годах. Средний возраст российских электростанций — 34 года, а доля мощностей старше 45 лет — 30%. Массированный ввод новых электрических мощностей во второй половине ХХ века дал возможность для индустриального рывка страны и строительства и развития городов. Теперь же, полвека спустя, возникает вопрос, что же делать со всей этой инфраструктурой, в том числе энергетической. Продлевать ей жизнь модернизациями либо выводить из эксплуатации и чем-то замещать? Кстати, попытку решить эти вопросы мы наблюдаем в Москве в виде программы реновации.

Но вернемся к энергетике. ДПМ-2 должен коснуться старых станций. В основном старое оборудование — это ТЭЦ, обслуживающие российские города, а также основа советской энергетики — ГРЭС, в сердце которых еще работают турбины на паросиловом цикле и турбины К-200 или К-300. Эта технология из 50-х годов прошлого века, она была широко распространена в стране. Минус паросиловых турбин в том, что КПД таких станций не может превышать 40%, что по современным меркам недопустимо расточительный показатель. Имеющиеся на рынке технологии в виде парогазового цикла — ПГУ, когда на первом контуре газ сжигается в турбине, а во втором горячие продукты горения разогревают пар, чего хватает для раскрутки паросиловой установки, дают КПД более 60%, а в некоторых случаях и до 80%. Да и на оптовом рынке электричества и мощности (ОРЭМ) ГРЭС не сильно задействованы. Коэффициенты использования установленной мощности для многих из них держатся в районе 30–40%, и часто блоки ГРЭС стоят в холодном резерве.

Сейчас обсуждается идея, что по ДПМ-2 старые станции должны быть модернизированы. Однако вопрос, что делать с устаревающим инфраструктурным бременем, доставшимся России от Советского Союза, на самом деле не так прост. Кроме варианта модернизировать имеющееся оборудование и идти в середину XXI века на технологиях из середины прошлого века есть еще один: строить новые станции, используя современные технологии, одновременно развивая в стране производство оборудования для них. Это может дать хороший толчок нашему машиностроению — и шанс освоить производство газовых турбин для парогазовых установок.

По большей части российская энергетика работает не на газу.

К 2035 г. мы столкнемся с необходимостью модернизировать советские мощности.

Неосвоенная технология.

Освоение нами технологии производства газовых турбин большой мощности (более 100 МВт) действительно серьезная проблема, которую не решил первый ДПМ. Спору нет, в России такие турбины производит «Сименс Технологии Газовых Турбин» — совместное предприятие Siemens и «Силовых машин». Но контроль над предприятием находится у немцев. С одной стороны, СП дает локализацию технологии в России, но в то же время лицензия на производство принадлежит Siemens, и это может вылиться в проблемы, как показал осенний скандал с поставками ПГУ в Крым.

Поставщиками оборудования ПГУ в рамках первого ДПМ кроме Siemens выступали американская GE и французская Alstom. Критическая зависимость производства мощных турбин от иностранных компаний у нас до сих пор остается. Программа передачи технологий не была реализована во время первого ДПМ, но, к сожалению, и вероятность того, что она будет реализована во время второго ДПМ крайне мала. Дело в том, что в отличие от ДПМ-1 новая программа мощностей будет нацелена не на строительство новых мощностей, а на модернизацию старых, в том числе с сохранением технологий.

Теперь энергетики начали осознавать ошибку со ставкой на готовые западные технологии — зависимость от них стала ощутима после девальвации рубля и спустя десть лет после введения ДПМ. Сервисное обслуживание и капитальный ремонт турбин стали очень дорогими. Для большого объекта генерации мощностью более 100 МВт эти суммы не так чувствительны, но капитальный ремонт, требующийся раз в десятилетие для средних и малых турбин, выливается в десятки миллионов рублей. Генераторы отдают огромные части прибыли на содержание оборудования, работая де-факто на западные корпорации. Ремонт отечественного оборудования на порядок дешевле.

При этом имеющийся профицит мощностей сильно давит на цену электроэнергии, которую отпускают генераторы в сеть, и не создает стимулов для развития. Но благодаря различным спецнадбавкам сама цена на электричество для потребителя достаточно высока, и генераторы вынуждены выводить из эксплуатации лишние убыточные объекты. Скорость вывода невысокая, и за десять лет выведено порядка 12 ГВт электрических мощностей.

Перегруз цены

По данным различных экспертов, в ближайшие годы спрос на электроэнергию будет расти в среднем на 1% в год, бума не предвидится. При этом имеющихся у генераторов поступлений в виде платы за мощность и производства электроэнергии хватает, чтобы ежегодно вводить от 0,5 до 1 ГВт новой мощности, подключенной к ЕЭС (единой энергосистеме) для замещения старых мощностей. Конечно, это немного, и кардинально проблему потенциального дефицита мощности, который ожидается после 2035 года, такой прирост не решает.

Но вероятно, что проблема эта решаема и без новых модернизационных программ со ставкой на централизованную выработку электроэнергии.

Пример — европейские страны и США, где в последние десятилетия происходит мощнейшая децентрализация энергетики. Особенно ярко это выражено в скандинавских странах, где климат похож на российский.

Распределенная генерация появилась в 1970–1980-х годах в США и Европе благодаря новым технологиям производства электроэнергии — газотурбинным, газопоршневым и парогазовым. Эти технологии позволили создавать недорогие и эффективные электростанции небольшой мощности — от десятков киловатт до десятков мегаватт. В итоге крупные станции постепенно уступают место небольшим генерирующим объектам, работающим как на рынок электроэнергии, так и на рынок тепла. Такие тренды прослеживаются и у нас в стране.

Ставка на распределенку.

Сегодня под термином «распределенная генерация» понимается очень широкий спектр генерирующего оборудования, в разных странах это разные мощности. Однако в России устоялся принцип, по которому к ней относят любое генерирующее оборудование мощностью менее 25 МВт. Эту мощность могут давать как возобновляемые источники от ветра, воды и солнца, так традиционные установки, работающие на дизеле, газе, торфе или дизтопливе.

Сами по себе такие установки в единичном исполнении настолько незаметны для рынка, что они даже не регулируются Системным оператором. Их работа несущественно влияет на ЕЭС.

Но когда производителей со своей генерацией становится много, это начинает оказывать заметное влияние на рынок. Причем проблема даже не в регулировании огромного массива небольших станций, а в непредсказуемости долгосрочного спроса на электроэнергию. То есть огромная централизованная система энергетики страны стоит перед вызовом непредсказуемости ввода новых небольших мощностей, которые будут конкурировать со сложившимся централизованным рынком ЕЭС.

По данным Росстата, в России в 2016 году работало 36 тыс. электростанций мощностью не более 25 МВт, а их суммарная мощность составила 13,0 ГВт, в том числе 8,5 ГВт в зоне децентрализованного энергоснабжения. Однако многие объекты не попадают в отчетность Росстата. По данным McKinsey, в ЕЭС объем распределенной генерации можно оценить примерно в 23–24 ГВт — и это уже масштабные цифры, сопоставимые с величиной, введенной по ДПМ-1. Это означает, что уже до 10% рынка формируют не энергетические конгломераты, а небольшие установки, построенные для собственных локальных нужд. В России рост распределенной генерации за последние десятилетие составил около 3 ГВт, более 90% введенной мощности — это тепловая генерация, остальное — солнечные, ветряные и гидравлические станции.

Энергетический центр Московской школы управления «Сколково» в январе представил исследование, посвященное распределенной энергетике. В частности, его авторы делают вывод, что у распределенных мощностей в нашей стране есть большое будущее, и предлагают повсеместно вместо котельных строить небольшие установки распределенной когенерационной энергетики, которые будут производить электроэнергию, а оставшееся от этого передела тепло отдавать потребителям. По оценке ИНЭИ РАН, такая модернизация как минимум полностью закроет прогнозную потребность в дополнительных генерирующих мощностях. При этом годовая выработка тепловой энергии на котельных сократится с 590 млн Гкал в 2016 году до 220 млн Гкал в 2035-м. Электрическая мощность новых объектов распределенной генерации при этом составит около 30 ГВт к 2035 году. Кроме того, авторы исследования предполагают, что распределенная энергетика может заменить и крупные ТЭЦ, выводящиеся из эксплуатации. При замещении старых мощностей ТЭЦ новыми объектами распределенной когенерации с полной загрузкой в тепловом графике их мощность может составить около 20 ГВт уже на горизонте 2025–2030 годов. Так что в целом небольшие источники вполне могут решить проблему будущего дефицита электроэнергии.

Однако здесь тоже нужно пристальное внимание государства. Дело в том, что рынок небольших теплогенерирующих установок в стране активно занимают коробочные решения от тех же самых западных производителей, что активно поставляли нам оборудование при первом ДПМ. Это порождает ту же самую критическую зависимость — электрогенерация страны работает на прибыль нероссийских компаний. В то же время в России есть производители этого генерирующего оборудования, регуляторам необходимо учитывать это и всячески их поддерживать.

ВИЭ оправдалась

Развитию в России распределенной энергетики способствовали производители не только газовых турбин, но и оборудования для альтернативной энергетики. Причем для того, чтобы создать производство такого оборудования в России, была запущена программа ДПМ для возобновляемых источником энергии (ДПМ ВИЭ).

Эта программа подразумевала несколько конкурсов на строительство солнечной и ветрогенерации с требованием постепенной локализации производства в России генерирующего оборудования. В результате появилось несколько производств. Например, в Чебоксарах СП группы «Ренова» и «Роснано» построили завод «Хевел». Да, технологических проблем во время строительства избежать не удалось, но, поменяв несколько технологий производства, «Хевел» пришел к гетероструктурным модулям — самой передовой технологии в мире в фотогальванике. Кроме того, «Хевел» активно возводит в стране солнечные электростанции, решая проблемы энергодефицитных районов, оторванных от ЕЭС. На конец 2017 года на ОРЭМ работало 12 сетевых солнечных электростанций группы компаний «Хевел» общей установленной мощностью 129 МВт. Солнечные станции есть в портфеле «Фортума», «Т-Плюс» и других.

Первый ветропарк, построенный в Калмыкии, требовал 25-процентной локализации. Текущее требование для объектов в Ульяновской области — 55%, а со следующего года — 65%.

Датская компания Vestas, одна из крупнейших компаний, выпускающих ветряные станции, осваивает промышленное производство ветряков в России, ориентируясь как на внутренний рынок, так и на экспорт. Компания разворачивает производство в Ульяновске и в Таганроге, при этом не боится выпускать самое передовое оборудование. Так, уже в ближайшие год-другой Vestas намерена локализовать самую мощную из имеющихся в арсенале турбин мощностью 4,2 МВт. При этом цена 1 МВт установленной мощности по ветру сильно падает и уже сравнима с угольной генерацией.

И в этих примерах прослеживается логика, когда за счет специальных преференций и внутреннего рынка государство получает новые технологии и локализацию производств. Пожалуй, это главное отличие ДПМ ВИЭ от предлагаемого нового механизма ДПМ-2. Понятно, что по большому счету в стране с таким дешевым газом и обилием энергоресурсов альтернативная энергетика никогда не будет мейнстримом, тем не менее решения эти находят свои локальные рынки сбыта, создают рабочие места и потенциальную экспортную выручку.

Альтернативы нет.

Итак, распределенная генерация может заместить выбывающие с рынка ТЭС, а кроме того, у этого решения есть несколько неоспоримых плюсов. Во-первых, технология небольших и средних газовых турбин (до 100 МВт) в России освоена, поэтому можно строить достаточно эффективные станции на российском оборудовании, с российским постпродажным сервисом. Конечно, к качеству российского оборудования у многих генераторов есть вопросы, и часто стабильность его работы уступает западному. Но если такое оборудование начнут массово использовать, российские производители подлечат детские болезни и очень скоро подтянут качество.

Второе преимущество в том, что для такой программы модернизации, в общем-то, не нужны специальные тарифные решения (если говорить именно о теплогенерации на газе): текущие цены на электроэнергию позволяют окупать распределенную генерацию для промышленных потребителей. Конечно, тоже не без проблем — в частности, подключения к газовым и распределительным сетям до сих пор можно очень долго ждать.

Третье преимущество — повышение стабильности системы. Поломка даже десятков небольших станций не может привести к системному кризису, а вот отключение атомного реактора или авария на гидроэлектростанции может повлечь за собой серьезные системные сбои в работе энергосистемы страны.

Четвертый плюс распределенных решений — технологический. Тепловая распределенная генерация опережает имеющееся в эксплуатации оборудование крупных российских станций, КПД таких установок выше — за счет более эффективного сжигания топлива и более близкого расположения таких генераторов к месту потребления тепла и электроэнергии (это снижает технологические потери при доставке ресурсов потребителям).

Но, пожалуй, самое главное вот что: если строительство распределенной генерации будет управляемым и прогнозируемым государством процессом, это позволит сохранить единую энергосистему и выйти из порочного круга, когда тарифы растут, а потребители уходят из ЕЭС. При этом финансовое бремя ложится на оставшихся клиентов, все еще подключенных к энергосетям, это вновь повышает цены и заставляет новых потребителей строить свою генерацию, и так по кругу. При этом деньги, потраченные на строительство, уйдут не западным машиностроителям, а отечественным, а значит, будут иметь более выраженный мультипликативный эффект для российской экономики.

Сопротивляться и игнорировать тренды на децентрализацию электроэнергетики бессмысленно. Мир уже давно идет по этому пути. Долгое время в России удавалось сохранять ЕЭС и ставку на крупные объекты генерации. Виной тому была дешевизна газа и электроэнергии, огромный задел прочности советской инфраструктуры и высокая стоимость капитала. Теперь же все эти факторы один за другим исчезают. Да, с одной стороны, это вызов для системы, но с другой — огромные возможности для экономики страны и выращивания национального производства.

Лучшими перспективами в России обладает распределенная когенерация (производство тепла и электричества на одной станции — технология, показывающая высокую эффективность и в северных странах Европы): по самым скромным оценкам, ее потенциал составляет около 17 ГВт. Собственная генерация потребителей может обеспечить дополнительно около 13 ГВт, управление спросом — до 4 ГВт, энергоэффективность — 1,5 ГВт и микрогенерация на ВИЭ — 0,6 ГВт. Итого 35 ГВт и 20 ГВт профицита — уже солидный задел для решения проблемы устаревшей инфраструктуры. «Потенциал распределенной энергетики дает возможность закрыть с ее помощью всю прогнозную потребность в генерирующих мощностях. Таким образом, развитие распределенной энергетики может стать альтернативным сценарием развития российской энергосистемы, — говорится в исследовании Сколково. — Для реализации сценария с максимальным потенциалом распределенной энергетики необходимо осуществить системные и масштабные изменения в архитектуре российской электроэнергетики и в ее нормативно-правовом регулировании, ―узаконив‖ появление субъектов нового типа, и, главное, сбалансировав их интересы в рамках обновленной рыночной модели. Новая архитектура энергетики должна строиться на принципах децентрализации управления и обеспечения свободного обмена энергией между всеми субъектами рынка на основе технологий интернета энергии».

При этом, возможно, и не надо полностью отказываться от ДПМ-2 — эта программа имеет право на жизнь, однако она должна стать более гибкой, ориентируя инвестора не на непременную модернизацию (как ДПМ-1 ориентировал на новое строительство), а на поиск наиболее эффективных решений в каждом конкретном случае (очевидно, что энергосистема Кузбасса может и должна отличаться от энергосистемы Краснодарского края). Не надо ставить все на карту ДПМ-2, давая гарантии быстрой окупаемости за счет потребителей, — пусть энергосистема развивается в первую очередь в интересах потребителя, а не инвестора, подстраиваясь под региональные особенности. Задачу обеспечения надежности энергосистемы страны вполне можно решить, опираясь не на централизацию, а на разнообразие форм, размеров и источников электроэнергии. В конце концов, развитие промышленных аккумуляторов, Smart Grid и других технологий может вообще совершить революцию в принципах работы и устройстве энергосистем — и произойти это может как раз в рамках ближайших двух десятков лет.

Евгений Огородников,

Эксперт, 12.02.2018