Киловатт как тормоз, киловатт как газ

"Внутренние возможности энергетического машиностроения не позволяют в полном объеме применять эффективные решения. У нас нет газовых турбин высокой мощности. Я как представитель министерства не готов повышать эффективность энергетики, впадая в зависимость от внешних поставок, и решать вопрос поставки лопаток для турбин с коллегами из GE или Siemens, если коллеги не захотят их поставлять, или согласовывать с ними места установки объектов генерации. Этого абсолютно не хочется. И по мне, так лучше пережечь двадцать, тридцать или пятьдесят граммов топлива, но сидеть не при свечах» — так закончил свое выступление заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко на круглом столе «ДПМ на модернизацию: проблемы, необходимость, вызовы».

Круглый стол организовали медиахолдинг «Эксперт» совместно с Агентством стратегических инициатив и секцией энергоэффективности комитета Госдумы по энергетике. Беседа получилась содержательной и показала, что, хотя российская энергетика нуждается в модернизации, затевать новую стройку сложно, пока не учтены ошибки предыдущей модернизации и не продуманы пути их решения. Российская инфраструктура требует колоссальных вложений, и чем раньше начать их делать, тем лучше. Однако отсутствие в стране ряда ключевых технологий, главная из которых — критическая зависимость от западных газовых турбин, создает неправильные стимулы для всей экономики. В текущей конфигурации за модернизацию заплатит вся промышленность через цены на электроэнергию, однако прибыль останется либо у западных корпораций — если будет использоваться их технологии газовых турбин, либо улетит «в трубу» — если будут использоваться имеющиеся в России паросиловые технологии, разработанные в середине прошлого века.

Есть и третий путь — сделать ставку на новые решения и при прогнозировании смотреть не на то, в какой системе мы живем, а на то, в какой системе мы собираемся жить к 2035–2050 году. Тогда необходимо в корне менять подходы к модернизационной волне в энергетике и начать перестраивать ее под нужды середины XXI века. Вопрос этот сложный и очень острый: сейчас есть возможности заложить фундамент энергетического будущего страны, учесть прошлые ошибки реформы энергетики, но самое главное, сделать так, чтобы цены на жизненно важный ресурс всей экономики — электроэнергию — были нашим национальным конкурентным преимуществом, а не тормозом всей экономики. За последние десять лет этот вопрос из факультативного превратился в вопрос национальной безопасности.

Цены как в Штатах

В России практически полностью реализована первая программа ДПМ (договоров на поставку мощности) — инвестиционного инструмента в электроэнергетике, нацеленного на модернизацию инфраструктуры. Программа дала 130 генерирующих блоков суммарной мощностью около 30 ГВт и обновила до 15% всей установленной мощности. 

Однако по окончании этой огромной по масштабам страны стройки сказать, что все проблемы электроэнергетики ушли на второй план, нельзя.

Проблема первого ДПМ — зачастую ошибочное планирование как объемов спроса на электроэнергию, так и размещения объектов и видов используемого топлива. В результате многие объекты, возведенные по ДПМ, работают в неправильном режиме или недозагружены. Кроме того, реализовав масштабное строительство новых мощностей генерации, компании не спешили выводить старые объекты — и многие блоки работают на вынужденном режиме, то есть по спецтарифу, позволяющему окупать высокие издержки эксплуатации монстров, возведенных еще в первой половине прошлого века. В стране затянулась реформа тепла, издержки теплоснабжения перекладываются на электрическую составляющую. То есть за тепло в каждой конкретной квартире опосредованно платит российская промышленность. Сохраняется и другой вид субсидирования — когда расходы сетей низкого напряжения берут на себя сети среднего и высокого напряжения. Так или иначе, на начало 2018 года стоимость электроэнергии для промышленных потребителей достигла 4 руб./кВт⋅ч. А в некоторых регионах Центральной России цены достигают 5,5 руб./кВт⋅ч, или 10 центов США. При этом в США уровень цен для промышленности — 6–8 центов за киловатт-час.

Если посмотреть на график цен на электроэнергию в России, дисконтированный на инфляцию, то видно, что основной рывок произошел с 2004 по 2011 год. За это время реальные цены на электричество выросли на 60%, после чего настал период плато — цены стабилизировались. Но скоро, видимо, они вновь пойдут вверх. На рынке электроэнергии государство периодически раздает различные виды субсидий — возобновляемой энергетике и мусоросжигательным заводам; тепловым станциям, не входящим в единую энергосистему страны; на новое строительство атомных блоков; закрывает неплатежи на Кавказе и субсидирует, как уже было сказано, вынужденную генерацию.

Есть высокая вероятность, что к концу этого года средняя цена на электричество для промышленности вырастет до 4,5 руб./кВт⋅ч. (0,08 доллара США). Этот уровень цен уже очень высокий, он крайне негативно влияет на российскую промышленность, и тут встает вопрос о приоритетах модернизации. Высокая плата за электроэнергию — это изъятие средств из промышленности, которой нужна своя собственная модернизация и которая не имеет специальных привилегированных инструментов, гарантирующих окупаемость производственных мощностей. В то время как новая программа, которая вовсю обсуждается в отрасли, так называемая «ДПМ на модернизацию», предполагает гарантированную окупаемость объектов генерации за 15–20 лет.

Выше некуда

«По мере того как мир восстанавливается после глобальной рецессии и финансового кризиса, страны ищут возможности улучшить свои экономические показатели и вернуть людей на работу, — отмечалось на форуме в Давосе в 2012 году. — Энергетический сектор обеспечивает относительно небольшую долю ВВП стран (помимо тех, экспортные доходы которых основаны на нефти и газе). Однако влияние энергетики на экономику значительно больше. Самое главное, никакие товары и услуги не могут быть произведены без энергии. Поэтому стабильные и разумные цены на энергию совершенно необходимы, чтобы восстановить, поддержать и увеличить рост». В России, столь подверженной западным веяниям, эту давосскую догму пока во внимание не приняли.

Цена на электроэнергию для промышленности в России сегодня, как уже было сказано, составляет примерно 4 руб./кВт⋅ч, или 7–8 центов по текущему курсу. Основной рост цены в реальном выражении пришелся на период с 2008 по 2011 год, именно тогда начала реализовываться программа модернизации энергетики по схеме ДПМ. Впрочем, «одновременно» не значит «вследствие». Мы не можем наверняка сказать, не стала ли стабилизация цен на электроэнергию после 2012 года следствием избытка мощностей, который возник в результате программы ДПМ-1. Однако одно мы можем сказать с уверенностью: то, что цена на электроэнергию для промышленности в России сегодня выше, чем в США и Китае (6–8 центов за киловатт-час и 4,5–7,5 цента за киловатт-час соответственно), — ужасно. Даже в Европе для крупных промышленных потребителей цена уже не выше, чем в России. Китай, США имеют несопоставимо бо́льшие рынки сбыта, а значит, и колоссальный гандикап на масштабе производства всего. Наша же промышленность имеет дорогие деньги, высокие налоги, маленький рынок сбыта, а теперь еще и дорогую энергию. Все это вместе вообще исключает возможность экономического роста. И мы все чаще слышим от представителей среднего бизнеса, что цена на электричество — важнейшее ограничение для вложений в новое производство.

Именно поэтому промышленники ищут варианты автономного энергоснабжения, которое благодаря падению цен на энергетическое оборудование средних мощностей позволяет получить электроэнергию процентов на 10–15 дешевле, чем дает централизованное электроэнергоснабжение. Но при полезности для промышленности этот процесс разрушает финансовую стабильность централизованной системы, отбирая у нее платежеспособный спрос. И возникает замкнутый круг. Финансовые проблемы большой энергетики заставляют ее требовать повышения цен или угрожают надежности системы для рядовых потребителей, а платить за это опять будут промышленники. И так до бесконечности. Круг этот можно разорвать только на стратегическом уровне, стремясь к оптимуму, который может обеспечить и надежность снабжения, и рост промышленности, и адекватную стоимость жизни.

В 2012 году Институт энергетических исследования (ИНЭИ) РАН делал оценки влияния снижения цен на электроэнергию для промышленности на экономический рост. Расчеты показали, что снижение цен на 10% дало бы дополнительно 0,3–0,5% к консервативному сценарию роста ВВП — 3–3,8%, а в отношении промышленности даже обогнало бы инновационный сценарий (рост ВВП до 4,5%, были тогда такие прогнозы). Поскольку никакого роста не было вообще, опираясь на эти оценки, можно сказать, что снижение цен на электроэнергию дало бы возможность не упасть в рецессию, а по итогам 2017 года иметь рост в 2–2,5% вместо текущего 1,6%. К сожалению, более поздних оценок нет, но они очень нужны.

ИНЭИ в своих расчетах опирался на очень важный фактор — уровень рентабельности энергетических компаний (так они отвечали на вопрос, кто за это заплатит) и показывал, что уровень рентабельности энергетиков в несколько раз выше, чем промышленности, поэтому логично, чтобы в интересах всей экономики они поступились своей рентабельностью, а не наоборот.

Пять лет стагнации наверняка изменили ситуацию с рентабельностью энергетики, но насколько — неизвестно. Судя по тому как часто стали звучать призывы повысить цены на газ, чтобы энергетика стала более инновационной, надежной и прочее, в отрасли есть и усталость от стагнации, и коллективная решимость вернуться к высоким показателям рентабельности. Поэтому необходим институт или документ, который поставит отрасль в контекст общеэкономического развития страны и позволит найти баланс интересов.

Россия стремится быть конкурентоспособной, мечтает об экспорте, хотя нам бы больше думать о том, как устоять на собственном рынке, и в этом контексте было бы неплохо присмотреться к тому, как ведут себя в отношении цен на электроэнергию другие страны. На графике 2 представлены цены на электроэнергию и прогноз до 2030 года в США. Главное, что бросается в глаза, — прогнозируемая стабильность цены. В нашем случае лучше прогнозировать снижение, тогда мы опять станем конкурентоспособными по цене на электроэнергию.

Эффективный рубль

Вторая проблема, которая всплыла на круглом столе, — направление технологических изменений в рамках планируемой программы модернизации, суммарную оценка стоимости которой варьируется от 1,5 трлн до 3,5 трлн рублей до 2035 года.

Выступавший на круглом столе первый заместитель генерального директора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов считает, что та модернизация, которая панируется сейчас, фактически продлит жизнь тепловых станций на 15–25 лет с минимальными затратами. И вроде бы это неплохо, позволит защитить потребителя от высоких тарифов. Однако ТЭЦ сегодня имеет условный расход топлива 335 граммов на производство 1 кВт·ч. Эти технологии были изобретены и массово введены в 40–50-х годах прошлого века и, несмотря на прогресс, не сильно изменились. Модернизация не изменит этот расход и в дальнейшем. При этом современные решения в виде парогазовых установок (ПГУ) позволяют снизить расход топлива до 180–190 граммов на выработку 1 кВт·ч. «Это, несмотря на существенные капитальные вложения, все равно выглядит более предпочтительно, чем просто замена старого оборудование на новое точно такое же. Нужно реализовать именно этот эффект для потребителей, — считает Айрат Сабирзанов, — когда они, вложив рубль, могут рассчитывать на адекватное снижение цен на рынке электроэнергии».

Рынок уже сейчас нужно формировать так, чтобы оборудование было востребовано на длительную перспективу — до 2050 года. С этой точки зрения во главу угла необходимо ставить такой показатель, как конечная цена для потребителя. «Та интегрированная цена, которая будет складываться из всех факторов, как капитального характера, так и операционного. Тогда остальные факторы, такие как степень загрузки, эффективность оборудования, частота ремонтов выстроится автоматически», — считает Айрат Сабирзанов.

Со ставкой на экономику процесса согласен и Виктор Семенов, генеральный директор ОАО «ВНИПИэнергопром»: «Если снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии по всей стране на 15 граммов, то это даст на рынке триллион экономии, и это эффекты помимо освобождения денег от завершающейся программы ДПМ». Господин Семенов считает, что проблему тепловой энергетики стоит рассматривать в комплексе, а не только в узких программах вроде ДПМ, и добиваться максимального эффекта на вложенный рубль.

Согласен с коллегой и директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов: «На новом этапе модернизации энергетики страны необходимо смотреть на издержки за весь цикл функционирования оборудования. Иначе получается, что сегодня компании выбирают наименьшие капитальные затраты, но получают наибольшие издержки на всем сроке эксплуатации». При этом г-н Вилесов отмечает, что благодаря первой волне ДПМ на рынке заметно упала цена на мощность, и она в несколько раз ниже, чем прогнозировалось. В результате у генерации просто нет денег на самостоятельную модернизацию без специальных инструментов. Но парк оборудования, по мнению Александра Вилесова, находится в таком состоянии, что скорее рано, чем поздно, придется с ним что-то делать. Проблема эта возникнет одновременно очень у многих компаний. «В то же время разумно планировать модернизацию и окупаемость ТЭС не дальше 15 лет, так как есть ряд ограничений, с которыми сталкивается энергетика. Во-первых, вызывает сомнение наличие у банков столь длинных денег. Во-вторых, необходимо смотреть на зарубежный опыт, где происходит развитие технологий, смена профилей потребления, что может внести существенные коррективы в программы энергетики за горизонтом 15 лет», — говорит г-н Вилесов.

Промышленность сбоку

Вызов централизованной электроэнергетике бросает малая и средняя генерация. «Научно-технический прогресс подтянул малую и среднюю энергетику по всем технико-экономическим показателям до уровня не ниже крупноблочной генерации. А с точки зрения стоимости распределенная генерация оказывается еще и дешевле. А если учесть всю цепочку: производство — передача — потребление электроэнергии, то получается, что сегодня наиболее выгодно строить малую генерацию и отказаться от сетевого строительства», — считает Георгий Кутовой, президент Независимого энергетического альянса.

Господин Кутовой считает, что модернизация энергетики актуальна, но новая программа должна быть предельно проработана с учетом избытка имеющихся мощностей. По его мнению, в стране до 56 ГВт излишних мощностей сверх резерва, и стоит вопрос, что энергосистема давно нарушила баланс экономических интересов. Если посмотреть, какова структура этих мощностей, то видно, что основная проблема — ТЭЦ, обслуживающие теплом российские города. В среднем эти станции загружены на 50%, и избавление от лишних мощностей — первоочередная задача, которую нужно решить в ходе модернизации. «Чохом решать эту проблему нельзя, должен быть индивидуальный подход к каждой станции в каждом городе отдельно, поскольку каждая станция работает и на тепловую нагрузку, и на энергетическую систему города», — говорит Георгий Кутовой.

Согласен с необходимостью модернизации энергосистемы и директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев, однако его волнует цена вопроса и применяемые технологии. По его мнению, развитие новых технологий уже сейчас привело к тому, что если проводить модернизацию из расчета 900–1000 долларов за модернизируемый киловатт, то промышленность найдет новые решения, которые точно будут дешевле, чем предлагает крупная генерация. «И надо быть не совсем хорошим человеком, чтобы поддержать такую модернизацию вместо новой стройки. Я вас уверяю, что к 2023 году, когда у нас реально возникнет необходимость что-то делать, на рынке будет масса альтернативных крупным станциям технологических решений». Василий Киселев категорически против продолжать использовать паросиловой цикл еще двадцать лет с КПД и загрузкой по 30%. «Это прошлый век, мы не должны за наш счет продлевать парковый ресурс этой технологии, иначе мы на двадцать лет обяжем экономику кормить неизвестно что», — считает представитель промышленников.

Однако нельзя забывать, что технологических решений, основанных на мощных газовых турбинах, у российского машиностроения нет. И без конкретной целевой программы вряд ли мощные турбины (более 100 МВт) появятся. Заместитель генерального директора по маркетингу и продажам Уральского турбинного завода Ольга Старшинова сообщила, что ПГУ, основанные на западных технологиях и построенные в рамках первой волны модернизации энергетики, требуют достаточно больших затрат на обслуживание. При этом российские машиностроители живут только за счет рынков Белоруссии, Казахстана, Монголии и т. д. На российском рынке велика конкуренция с иностранными производителями. Связано это с тем, что на европейском рынке машиностроения перепроизводство, выводятся и останавливаются ПГУ. Соответственно, крупнейшие европейские производители испытывают огромный интерес к российскому рынку, а демпинг составляет от 30 до 40% по отношению к ценам российских производителей. Это надо учитывать при разработке стратегии новой модернизации.

У производителей российского оборудования не вызывает вопросов, что российской энергетике необходима глубокая модернизация с заменой всей инфраструктуры: электротехнического оборудования, вспомогательного, схем выдачи мощности и т. д.: «Мы на сегодняшний день позаботились о том, чтобы к моменту развития ДПМ наши заказчики обладали набором технических решений, которые позволяют провести глубокую модернизацию, и чтобы генерация учитывала российское машиностроение и его возможности».

Без координатора

Высокая цена на электричество при самом дешевом в мире газе, демпинговые цены на западное оборудование при наличии российских решений, неоптимальное использование имеющихся мощностей и их потенциальный резкий вывод из эксплуатации на горизонте 10–20 лет — все это системные вызовы, стоящие пред российской энергетикой. В то же время уже сейчас нужно смотреть в будущее — какой мы хотим видеть энергосистему страны через несколько десятков лет. Куда пойдут деньги, заплаченные за эту модернизацию: российским машиностроителям и НИИ или западным корпорациям и патентодержателям. Какие технические решения в итоге будут применены в генерации, сетях и, возможно, в накоплении энергии.

«Не должен стоять лишь вопрос обновления и модернизации генерации. Вопрос надо ставить шире. Говоря о новом этапе модернизации, нельзя мыслить в рамках традиционной сложившейся модели», — говорит заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы Анатолий Голомолзин. Он напомнил, что сейчас в мире электроэнергетика находится совершенно на ином уровне развития: меняется парадигма рынка, происходят кардинальные изменения. Появляются умные сети, система учета электроэнергии становится более современной, одновременно обеспечивая энергосбережение у клиента и повышая эффективность рынков. Формируются предпосылки для интернета энергии, что качественно меняет ситуацию, появляются возможности хранить электроэнергию совершенно иначе, чем раньше. В старой парадигме считалось, что электроэнергия производится и потребляется одновременно и она не может храниться. Сейчас возникает необходимость разного рода настроек для этого рынка.

«Мы понимаем, что ситуация кардинальным образом меняется, — говорит г-н Голомолзин. — И если мы сейчас говорим о программах модернизации на перспективу, скажем, пятнадцати лет, то не говорить об этих технологических изменениях необоснованно. Мы не можем говорить только о модернизации и замене устаревшего оборудования на те же типоразмеры, той же индустриальной эры. Мы должны говорить совершенно о других вещах. Нужно найти тот центр эффективного развития, кто способен взять на себя такую ответственность, подготовить комплекс мер по изменению ситуации, как по модели рынка, как по организационным изменениям, так и по построению бизнес-модели в условиях меняющегося рынка».

Необходимо решить, какой институт будет управлять инновационным развитием энергетики. «Кто готов эту взять на себя эту функцию, выпавшую в свое время из рук РАО “ЕС России”, но так никем и не подхваченную?» — задается вопросом Анатолий Голомолзин. «Совет рынка, к сожалению, больше занимается текущей работой и не занимается вопросами перспективного развития. Системный оператор занимается вопросами надежности и не занимается экономикой. Сети вынуждены решать свои текущие задачи. Может быть, Минэнерго?» — задается вопросом г-н Голомолзин.