Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике
Для российской электроэнергетики актуальна проблема устаревшего генерирующего оборудования, построенного еще в советское время. Дело в том, что в связи с низкими ценами на электроэнергию и мощность, генерирующим компаниям просто невыгодно обновлять или строить новое оборудование, требующее высоких капитальных затрат.
Для решения данной проблемы в 2010 году была запущена первая программа Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Целью данной инициативы являются стимулирование инвестиций в модернизацию оборудования для снижения издержек и повышения эффективности, а также строительство новых более современных генерирующих мощностей. Согласно ДПМ введенные в рамках программы новые мощности оплачиваются по повышенным тарифам в течение 10 лет для ДПМ ТЭС и 20 лет для ДПМ ГЭС, обеспечивая гарантированную окупаемость инвестиций и эксплуатационных расходов. На данный момент программа ДПМ завершена. Основной упор делался на обновление ТЭС, которые занимают основную долю генерирующих мощностей в российской электроэнергетике. За 2010-2020 гг. введено в эксплуатацию 136 энергоблоков ТЭС суммарной мощностью 30 ГВт.
Наибольшую выгоду от программы ДПМ получили «Интер РАО» и «ОГК-2».
С 2013 года действует также программа ДПМ ВИЭ, которая нацелена на генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии — СЭС, ВЭС и малые ГЭС. В рамках данной программы в период 2014-2024 гг. планируется ввести в эксплуатацию 228 объектов суммарной мощностью 5,5 ГВт.
Итоги ДПМ-1
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Выработка электроэнергии, млрд кВт∙ч
Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч
Максимум потребления мощности, ГВт
Установленная мощность, ГВт
Из недостатков ДПМ ТЭС можно отметить то, что из-за отсутствия требований к локализации большая часть нового оборудования была иностранного производства, и привлеченные инвестиции уходили зарубеж. Но это дало толчок к развитию отечественного производства паровых турбин и турбогенераторов. Так появилась компания «Русские Газовые Турбины», которая принадлежит «Интер РАО», где совместно с американской компанией General Electric производятся локализованные газовые турбины.
Благодаря ДПМ в российской энергосистеме начался переход на современное и более эффективное генерирующее оборудование на ТЭС, а также началось строительство и ввод в эксплуатацию объектов «зеленой» генерации за счет ДПМ ВИЭ. Также программа ДПМ-1 внесла ощутимый вклад в поддержание роста акций генерирующих компаний. Поэтому окончание действия программы может оказать негативное влияние на котировки в связи сокращением поступления платежей за мощность по повышенным тарифам.
ДПМ-2 (КОММод)
Программа ДПМ-1 оказала позитивное влияние на состояние российской электроэнергетики, но не решила полностью все поставленные перед ней задачи. Проблема устаревшего оборудования все так же актуальна и, согласно оценке Минэнерго, в России в ближайшее время необходимо обновить или вывести из эксплуатации более половины генерирующих мощностей. Поэтому, учитывая все ошибки, в начале 2019 года Правительство РФ одобрило новую программу по отбору проектов для модернизации (КОММод) или ДПМ-2.
Какие отличия ДПМ-2 (КОММод) от ДПМ-1?
Отбор проектов осуществляется по следующей схеме: 85% по результатам конкурсного отбора на основе минимальных затрат на производство электроэнергии, а остальные 15% по решению Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.
Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.
В ДПМ-2 устанавливается нормативная доходность инвестиций на уровне 14%.
Еще одним из требований является локализация оборудования на уровне не менее 90%, что подстегнет российских производителей и будет являться серьезным стимулом для развития промышленности.
КОММОД contra КОМ: первые итоги
Программа модернизации теплоэнергетики, которая получила название КОММОД (конкурентный отбор проектов модернизации), уже прошла в 2019 году два отбора: первый залповый на 11 ГВт на 2022‑2024 гг. с отбором на правительственной комиссии и конкурсный на 2025 год. Участники рынка полагают, что в программе есть что корректировать.
Отрасль определилась с проектами
Стартовому отбору проектов для модернизации теплоэнергетики предшествовала длительная разработка нормативной базы и обсуждение параметров программы, которая должна стать основой нового инвестиционного цикла в отрасли до 2035 года.
Напомним, что еще в ноябре 2017 года на совещании по вопросам развития электроэнергетики глава Минэнерго Александр Новак заострил внимание на проблеме старения оборудования. По его словам, несмотря на проведенную 15 %-ную модернизацию, средний возраст парка генерирующего оборудования составляет 34 года. При этом возраст более трети парка превысил 45 лет, а две трети полностью выработали ресурс. Конкурсный отбор мощностей (КОМ) с 2008 по 2017 г. позволил построить более 21 ГВт новых мощностей и модернизировать 7 ГВт. Всего на обновление 15 % установленной мощности было затрачено около 4 трлн рублей. На тот момент проекты договоров по первой программе ДПМ были в основном завершены, а высвобождаемые с 2021 года средства в размере 130‑250 млрд рублей в год можно, по планам министерства, реинвестировать в глубокую модернизацию преимущественно тепловой генерации и задействовать отечественное энергетическое машиностроение. Тогда впервые определились приблизительные объемы будущей модернизации и инвестиций. На новый виток модернизации запланировано потратить 1,9 трлн рублей с учетом неценовых зон (0,2 трлн рублей). На эти средства в 2022‑2031 годах предусмотрено обновить до 39 ГВт мощностей в двух ценовых зонах и до 2 ГВт в неценовых зонах. Между I и II ценовыми зонами объем распределяется в пропорции 80 % (I – Центр и Урал) к 20 % (II – Сибирь). Из 41 ГВт на конкурсе разыгрываются 85 %, на квоту правительственной комиссии выделено 15 %. В отличие от КОМ, проекты по модернизации КОММОД отбираются в рамках аукциона, одним из критериев которого является наиболее низкая себестоимость будущих поставок электроэнергии.
Сейчас первые контракты на модернизацию состоялись. По итогам «залпового» аукциона и заседания правительственной комиссии определены проекты модернизации ТЭС на 2022‑2024 гг. Из поданных заявок (примерно на 22 ГВт) выбраны 30 проектов по квоте КОММОД (8,61 ГВт) и 15 проектов (1,78 ГВт) по квоте правительственной комиссии. Все 29 проектов в I-ЦЗ, касаются обновления газовых станций за исключением Ижевской ТЭЦ-2 «Т Плюс», а все 16 проектов в II-ЦЗ – угольных ТЭЦ. Больше всего от первого аукциона выиграли «ИнтерРАО» и «Юнипро», которым досталось, соответственно, 43 % и 17 % совокупных мощностей в мегаваттах и 24 % и 8 % в капвложениях.
В ходе второго отбора на 2025 год отобраны 25 проектов суммарной мощностью 4 023,9 МВт. Отбор позволил увеличить проекты ТЭЦ (примерно половину объема), а также привлечь к обновлению новых генераторов. Основной объем модернизации по‑прежнему достался пулу крупнейших энергокомпаний, среди которых «Газпром энергохолдинг», «Интер РАО» и «Юнипро».
По данным Минэнерго, реальные цены по итогам первого КОММОД оказались на 30‑40 % ниже прогнозных: одноставочная цена на электроэнергию после модернизации (LCOE) составит от 1,6 до 2,2 тыс. рублей за 1 МВт-ч, удельный CAPEX отобранных проектов – 7,2 тыс. рублей за 1 кВт – это втрое ниже установленного предела по капзатратам.
Эффективность или стоимость
Участники сессии «Модернизация тепловой генерации в России: успешная реализация и настройка механизмов», прошедшей на Российской энергетической неделе, согласились с тем, что первые отборы показали высокую конкуренцию, серьезное снижение капитальных затрат и одноставочной цены. Тем не менее дискуссия вокруг КОМа и КОММОДа с участием представителей Совета рынка, Минэнерго, профильного комитета Госдумы и ведущих генерирующих компаний подтвердила, что основные вопросы к новому механизму привлечения инвестиций в отрасль сохраняются.
По мнению заместителя министра энергетики Юрия Маневича, завтрашний день энергосистемы и тепловой генерации, как основной составляющей этой системы, определит стратегическое планирование отрасли. «Мы должны создать и проработать такие критерии как для конкурсного отбора, так и для правительственной комиссии, которые, с одной стороны, обеспечат рыночный подход и здоровую конкуренцию, а с другой стороны – развитие тех планов, которые мы обсуждаем в рамках стратегии», – отметил чиновник.
Сейчас проект Энергетической стратегии РФ до 2035 года находится в стадии обсуждения. Поэтому, по мнению генерального директора ООО «Сибирская генерирующая компания» Степана Солженицына, программа КОММОД «затеяна, как мостик в неизвестное будущее». Напомнив о том, что благодаря предыдущей программе КОМ в энергетике появились новые мощности в расчете на рост промышленности, а расчет в итоге не оправдался, глава компании признал, что никто не знает, каким будет спрос через 15 лет и будет ли экономика расти на 5‑6 % в год. Поэтому важно сделать упор на надежность оборудования, а эти параметры измеряются не в рублях, а в степени модернизации оборудования. «На мой взгляд, у нас с конкурентным аспектом получается всё, а с вопросом глубины модернизации – пока еще не совсем», – заметил Степан Солженицын.
Представителя генерирующей компании поддержал директор РУСАЛа по работе с естественными монополиями Максим Балашов: для крупных потребителей электроэнергии глубина модернизации и связанная с ней эффективность также оказались важнее полученной в ходе первых отборов цены. По мнению спикера, в будущие проекты необходимо закладывать эффект от модернизации парогазовых установок: «Должны снижаться удельные расходы топлива, расти коэффициент использования установленной мощности и эффективность в энергосистеме, в результате стоимость электроэнергии должна снижаться. Мы видим примеры, когда ПГУ реально снижают цену. Поэтому мы выступаем за ПГУ и гидрогенерацию во второй ценовой зоне, это те проекты, которые реально в перспективе могут снижать стоимость электроэнергии на рынке».
Сначала ГРЭС, потом ТЭС
Еще одна особенность первых конкурсов – преимущественный отбор ГРЭС с большой установленной мощностью блоков и высоким КИУМ. То есть из‑за минимизации цены более 80 % отобранных для модернизации мощностей оказались проектами электростанций, производящих только электрическую энергию. ТЭЦ проиграли в конкуренции, так как капремонт у них дороже и оборудования для модернизации больше. Кроме того, они производят тепло, объем которого в отпуске продукции и в стоимости в разы выше, чем электроэнергия. Поэтому некоторые из участников поначалу предлагали дать конкурировать между собой проектам одной категории.
Вместе с тем, в первом отборе доля ТЭЦ составила немногим более 15 %, но во втором – почти 50 %. Отбор прошел даже единственный проект ТГК-2, из‑за которого после предыдущего проигранного конкурса компания просила кабмин пересмотреть итоги.
«Понятно, что на первом этапе прошли самые дешевые и самые большие, но модель самонастраивается, и мы видим эти эффекты, – прокомментировал ситуацию заместитель председателя правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» Федор Опадчий. – Если посмотреть на кривую предложения, у нас оба проекта, которые заявлены в 85 %, находятся очень близко к точке отсечения. Можно прогнозировать, что на следующих конкурсах они естественным путем попадут в отбор, даже если мы не меняем исходную постановку задачи».
Почему КОММОД лучше, чем КОМ
По мнению председателя наблюдательного совета Ассоциации «Совет производителей энергии» Александры Паниной, механизм КОММОДа лучше зарекомендовал себя, чем у КОМа.
«Во-первых, в КОММОДе есть договоры, которые гарантируют на 16 лет поставки и сроки, то есть фиксируют обязательства, – пояснила она. – Во-вторых, просто повышение стоимости КОМ вместо запуска новой программы модернизации привело бы к тормозу обновления мощностей, так как собственник, получая повышенный платеж не будет заинтересован в выводе неэффективных блоков. В-третьих, собственники конкурируют своими индивидуальными затратами, эксплуатационными затратами, капзатратами, прибылью в РСВ. Хорошо отработал – у тебя хорошие результаты. Нет – значит, плохие. КОМ сделан таким образом, что цена определяется по точкам, регулируемым государством, ценовая заявка в КОМе бессмысленна. А ценовая заявка в КОММОДе очень осмысленна, рассчитана и «поджата» генераторами в конкуренции. Более того, в КОММОДе есть входной билет – мы даем деньги не всем, а тем, кому они нужны, у кого оборудование изношено, у кого ресурс превышен.
Кроме того, КОММОД это огромный вклад в российское машиностроение. Деньги остались в России, вложены в машиностроительный комплекс и начали создавать в стране мультипликационный эффект. В КОМе мы такую возможность не видим.
Еще один аргумент – цена, которая сложилась в КОММОДе, ниже, чем одноставочная цена ОРЭМ. Это говорит о том, что если бы эти собственники имели возможность получать одноставочную цену ОРЭМ, то им не надо было бы никаких мер поддержки. А так они вынуждены просить средства в КОММОДе. Поэтому КОММОД – правильный и здоровый механизм».
С точки зрения председателя комитета Госдумы по энергетике Павла Завального, в условиях неопределенности, отсутствия отраслевой стратегии, несовершенства оптового рынка и снижения инвестиционной привлекательности КОММОД можно считать хотя и вынужденным, но целесообразным механизмом привлечения средств.
Парламентарий отметил, что на первом этапе победили проекты по капремонту, а не модернизации, но уже на втором отборе ситуация изменилась.
«Прошел второй отбор – и уже больше тепловой генерации, ТЭЦ, появилась более глубокая модернизация, – сообщил он. Возможно, следует что‑то подкорректировать в ручном режиме с отсечением в каждом следующем отборе неэффективных проектов, стимулируя промышленность производить более энергоэффективное оборудование. Но в целом мы очень положительно оцениваем ситуацию, она не критична, но требует донастройки в пользу эффективности и глубины модернизации».
Энергетическая пропасть Станет ли отраслевым прорывом программа модернизации ТЭС?
Фото: Антон Денисов / РИА Новости
В России началась масштабная программа модернизации ТЭС, получившая официальное название «Конкурентный отбор проектов модернизации тепловой генерации», или сокращенно — КОМмод. О том, насколько поставленные цели соответствуют предлагаемым средствам их достижения, — в материале «Ленты.ру».
Главной целью, которую декларировали инициаторы программы руководству страны, был собственно один тезис: необходимо модернизировать устаревшие электростанции, так как высокий износ оборудования влечет массовый вывод их из эксплуатации, что может повлиять на надежность работы всей энергосистемы. Параллельно заявлялась задача стимулирования и развития отечественного энергомашиностроения.
В Минэнерго России настойчиво говорили об острой необходимости реконструкции старых мощностей в центрах как электрической, так и тепловой нагрузки. Чиновники особо подчеркивали, что программа модернизации ТЭС обеспечит заказами производителей оборудования и станет драйвером развития энергомашиностроения. Именно для воплощения этих целей были заявлены обязательные требования к локализации оборудования.
На совещании президента Владимира Путина по вопросам развития электроэнергетики в ноябре 2017 года министр Александр Новак обратил внимание на проблему старения оборудования, которая, по его мнению, остается очень острой.
«В России сегодня, несмотря на 15-процентную модернизацию, мы все равно отмечаем достаточно старый парк генерирующего оборудования в сравнении с развитыми странами мира. Средний возраст составляет 34 года. Более 30 процентов всего оборудования — старше 45 лет. Это очень большой показатель, — заявлял Александр Новак. — И, если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 тысяч мегаватт. При этом мы на сегодня имеем две трети оборудования с выработанным на 100 процентов ресурсом».
По мнению министра, проекты договоров о предоставлении мощности (ДПМ) сейчас в основном завершены, оставшиеся подходят к завершению. Величина высвобождаемых средств с 2021 года будет составлять порядка 130-250 миллиардов рублей в год. Это позволит произвести глубокую модернизацию. Министерство предлагало воспользоваться этим ресурсом для того, чтобы реинвестировать высвобождаемые средства в отрасль.
Фото: Александр Кряжев / РИА Новости
«Мы загрузим энергетическое машиностроение, строительный комплекс для решения этой задачи. Фокусом должна стать модернизация тепловой генерации. Посредством модернизации мы продлим срок работы электростанций на 15-20 лет в центрах как электрической, так и тепловой нагрузки и обеспечим загрузку отечественного машиностроения», — подчеркнул министр Александр Новак.
Средства
Итак, в рамках программы КОМмода предполагается провести модернизацию порядка 39 гигаватт. Реализация программы, по оценкам ассоциации «НП «Совет рынка», до 2035 года обойдется потребителям в 1,8 триллиона рублей. Судя по результатам предварительного отбора, между публично заявленными целями программы и тем, как она сейчас реализуется, существует огромная пропасть, убеждены опрошенные «Лентой.ру» специалисты.
Первое и очень важное обстоятельство: отобранные проекты сводятся к обычному капремонту. Комплексного внедрения современного оборудования в нем не предусмотрено. А это означает, что промышленность пока не получит крупных заказов на производство современного энергетического оборудования, а будет заниматься лишь ремонтом агрегатов прошлого века.
В апреле 2019 года были объявлены итоги предварительного отбора проектов по программе модернизации. В шорт-лист попали проекты, имеющие мало общего с изначальной идеей КОМмода. Дело в том, что регулятор заложил в модель конкурентного отбора мощности в первую очередь соревнование по удельным капитальным затратам. Это стало сдерживающим фактором для возможности внедрения инноваций или комплексных решений, способных существенно улучшить энергоэффективность, убеждены специалисты. По мнению экспертов, отобранные мероприятия не имеют серьезного потенциала для повышения энергетической эффективности оборудования и снижения затрат на производство энергии.
Объяснение самое что ни на есть простое — предлагаемые улучшения в основном направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и по сути представляют собой программы капитального ремонта, а не глубокой модернизации ТЭС с внедрением передовых технологий.
В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» в разговоре с «Лентой.ру» посетовали на то, что реализовались самые худшие опасения потребителей — в предварительный перечень модернизации не попал ни один проект с современными парогазовыми установками, комплексная замена турбин будет проходить в единичных случаях, а остальные проекты «свелись к обычному капремонту».
Фото: Сергей Пятаков / РИА Новости
Второй важный момент: отобранные заявки — это в большинстве мощности крупнейших российских ГРЭС, модернизация которых должна была быть реализована без специальной госпрограммы, а в рамках обычной операционной и инвестиционной деятельности генерирующих компаний. Крупнейшие ГРЭС страны, имеющие хорошие экономические показатели при работе на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ), очень странно выглядят в очереди за дополнительной государственной поддержкой.
Модель отбора проектов оказалась устроена таким образом, что в список финалистов попали мощности крупных генерирующих компаний, не требующие срочной модернизации. Среди финалистов Сургутская ГРЭС-2. Станция, построенная в середине 1980-х, в 2011 году в рамках программы ДПМ получила два новых парогазовых энергоблока и сегодня является одной из самых высокоэффективных тепловых электростанций России. Отбор прошла и Костромская ГРЭС — одна из самых крупных и технически совершенных тепловых электростанций России, имеющая рекордные показатели по экономии условного топлива среди предприятий своего класса. Что же касается Пермской ГРЭС, то она входит в пятерку крупнейших ТЭС России и имеет в своем составе энергоблоки, построенные после 2010 года.
Выводы
Один из главных выводов, напрашивающихся после беглого анализа ситуации, заключается в том, что проекты модернизации ТЭЦ, от которых зависят надежность теплоснабжения и экология городов, оказались за бортом программы. ТЭЦ нуждаются в капремонте в большей степени, чем ГРЭС. А их вывод из эксплуатации приведет к менее эффективному использованию топлива и росту числа котельных, что в целом плохо для потребителей и энергосистемы.
Однако более 80 процентов отобранных для модернизации мощностей — это проекты усовершенствования ГРЭС: конденсационные электростанции, производящие только электрическую энергию. Проекты модернизации ТЭЦ, на которых лежит нагрузка по теплоснабжению потребителей и потенциал увеличения энергоэффективности которых значительно выше, в текущей парадигме оказались неконкурентоспособными в борьбе за средства на модернизацию. В соревновании с ГРЭС по критерию затрат на электрическую мощность и выработку они уступают просто потому, что продление ресурса и капремонт у ТЭЦ дороже в силу наличия большего объема оборудования, которое должно одновременно производить еще и тепло, и объем которого в отпуске продукции и в стоимости при этом в разы выше, чем электроэнергия.
Следует отметить, что для финансирования масштабной программы будут использоваться средства, которые, как говорится, «высвобождаются» в связи с постепенным истечением ДПМ, заключенных около 10 лет назад между потребителями и генерирующими компаниями как гарантия возврата инвестиций в строительство новых электростанций. Сейчас потребители электроэнергии добросовестно выполняют обязательства по оплате ДПМ. По истечении этих договоров они могли бы рассчитывать на соразмерное уменьшение счетов за электроэнергию. Вместо этого они будут вынуждены нести нагрузку ради выполнения программы модернизации, которая в нынешнем виде ведет отрасль в неочевидном направлении, убеждены специалисты.
Фото: Александр Кряжев / РИА Новости
Экспертов настораживает концентрация средств, получаемых по программе господдержки в руках небольшого количества генераторов, что может негативно сказаться на конкуренции в будущем. Так, специалисты компании ТГК-2 считают, что под вывеской модернизации запущен механизм передела рынка мощности в пользу крупной электрической генерации.
Предварительные итоги анализа показали, что основными победителями отборов, а в будущем получателями гарантированного возврата инвестиций за счет повышенных платежей рынка станут крупные генерирующие компании, владеющие ГРЭС. «Интер РАО», которая получила 61,5 процента квот; «Юнипро», выбравшая 19 процентов квоты; входящая в En+ «Иркутскэнерго» имеет долю в 9 процентов; у «Газпром энергохолдинга» 6 процентов и 4 процента у «Сибирской генерирующей компании».
30 отобранных проектов на общую установленную мощность 8610 мегаватт распределились всего между пятью компаниями. Таким образом, денежные средства по договорам предоставления мощности, получаемые в настоящее время 21 энергокомпанией, в будущем перераспределяются в пользу только лишь пяти игроков. Вот почему, по мнению экспертов, результатом КОМмода может стать увеличение технологического отставания отечественной тепловой электрогенерации от мировой, не говоря уже о возникшей пропасти в энергомашиностроении.
Старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Юрий Мельников считает, что внешний контекст программы КОМмод не соответствует ее внутреннему содержанию, и это может быть одним из следствий недальновидности энергетической политики: «Программа — точно не прорыв ни в эффективности, ни в экологичности, ни в технологиях: мы просто получим продление срока жизни наших старых ТЭС, многолетний заказ на устаревшее паросиловое оборудование для наших машиностроителей. Положительный момент в том, что простаивающие заводы получат заказы, хотя сомнительно, позволит ли это России выйти на мировой рынок в конце программы и получит ли наша энергетика возможность остановить отставание».
