В КОММоде нашлась эффективность

Коллегия Минэнерго, случившаяся 5 апреля, прошла через три дня после завершения приёма ценовых заявок в рамках КОММода. 3 апреля «Системный оператор» опубликовал предварительный перечень проектов, прошедших отбор, и мероприятие в Минэнерго стало первым, где члены правительства комментировали его результаты. Вице-премьер Дмитрий Козак поблагодарил Минэнерго за проделанную силами «компактного коллектива» работу.

– Мы приступили к реализации масштабной программы модернизации тепловой энергетики: все нормативные акты приняты, необходимо обеспечить исполнение плана, реализовать прозрачные конкурсные процедуры, – заявил Дмитрий Козак.

1–2 апреля «Системный оператор» провёл приём ценовых заявок в рамках стартового отбора проектов в программу модернизации ТЭС. В течение 10 лет по программе планируется обновить до 39 ГВт (ещё 2 ГВт составляет дополнительная квота неценовых зон), объём инвестиций составит до 1,9 трлн рублей. Первый отбор проводился сразу на три года с вводом модернизированных ТЭС в 2022–2024 годах (3 ГВт, 4 ГВт, 4 ГВт). 15% ежегодного объёма (4 ГВт со второго года) составляет квота правительственной комиссии по развитию электроэнергетики, остальной объём делится в пропорции 80% – 20% между проектами в первой и второй ценовых зонах (1 ЦЗ (Центр и Урал) и 2 ЦЗ (Сибирь)). Проекты, не прошедшие КОММод, могут быть включены в программу по квоте правкомиссии.

В предварительный перечень проектов и генобъектов, подлежащих отбору в ходе КОММода, вошли 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт, объём заявок составил почти 22 ГВт. Право модернизировать 5,1 ГВт из 8,6 ГВт (60%) получило «Интер РАО», также в предварительный список вошли объекты «Юнипро» (19% квоты), «Иркутскэнерго» (9%), ГЭХ (6%) и «Сибирской генерирующей компании» (4%).

О первых результатах анализа эффективности выбранной схемы при отборе проектов обновления ТЭС рассказал Александр Новак.

– Отбор проектов уже проводится на конкурсной основе. В программу входит высоковостребованное оборудование с высокими показателями износа. Самый главный критерий – минимизация стоимости энергии, вырабатываемой после реализации проектов, для потребителей. Два дня назад были подведены (предварительные – ред.) итоги конкурса на 2022–2024 годы. Мы планируем к маю рассмотреть результаты на правительственной комиссии и принять окончательные решения по перечню. Но конкурс уже состоялся и показал эффективность: были значительно сокращены расценки относительно плановых, не оправдались ожидания больших нагрузок на потребителей – расходы на модернизацию (по итогам конкурса – ред.) были снижены на 30–40%, – заявил глава Минэнерго.

Теми же данными оперировал и глава Минэкономразвития Максим Орешкин, выступивший на коллегии.

– Основной результат программы новой программы ДПМ – уже случившееся в результате конкурсного отбора падение цен на 30–40% ниже ожиданий. Это наглядно показывает, что спрос на этот механизм на рынке очень высокий, при этом он позволяет существенно снижать расходы потребителей, – сказал г-н Орешкин.

Представляя предварительные результаты конкурса, «Системный оператор» сообщил, что «диапазон изменения коэффициента эффективности отобранных генерирующих объектов (показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки) составил в первой ценовой зоне оптового энергорынка (1 ЦЗ, Центр и Урал) от 1600 до 1782,77; во второй ценовой зоне (2 ЦЗ, Сибирь) – от 1640,13 до 2227,07». Заявки с уровнем одноставочной цены в 1,7–2 тыс. рублей за 1 МВт/ч оказались чуть ниже ожиданий в 2–2,3 тыс. рублей за 1 МВт/ч, говорил «Коммерсанту» Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».

Впрочем, конкурсное снижение цен устроило не всех генераторов. В пятницу стало известно, что ТГК-2 (выставляла на КОММод четыре проекта обновления своих ТЭЦ суммарной стоимостью 22 млрд рублей, ни один не прошёл) предлагает пересмотреть итоги отбора из-за того, что основной объём «залповой» квоты оказался распределён между конденсационными станциями (ГРЭС), а не ТЭЦ. Остальные игроки сектора с таким подходом не согласны: все участники находились в равных условиях, которые были объявлены заранее; ключевым критерием стала именно финальная цена для потребителя после обновления мощностей. Кроме того, заведомо более дорогие, но важные для энергосистемы или регионов проекты также будут попадать под модернизацию – для этого предусмотрена квота правкомиссии, которая в процессе разработки программы была увеличена с 10 до 15%.

– Основным достижением данного отбора является низкий уровень цен на модернизацию (в три раза ниже price cap), который стал результатом жёсткой конкуренции производителей. Мы наблюдаем подобные результаты работы рыночных механизмов и в РСВ, и в последнем отборе проектов ВИЭ. Естественно, что результаты по-настоящему конкурентного отбора по определению не могут устраивать всех участников, – заявили в Совете производителей энергии.

Перспективы конкуренции

Исходя из позиции основных игроков сектора и руководства регуляторов, ожидать пересмотра итогов «залпового» отбора вряд ли стоит. Но дальнейшее обсуждение корректировки программы неизбежно: так, доходность планируется устанавливать перед каждым отбором – для проектов стартовой трёхлетки она составила 14% (с «привязкой» к ставке ОФЗ). Ещё один вопрос, на обсуждении которого настаивают энергетики, – необоснованность и неэффективность разработки отечественных ГТБМ на фоне масштабного падения спроса на них в мире. Кабмин уже объявил о проведении в этом году конкурса на разработку российских газовых турбин «с нуля». Из бюджета на проект в порядке софинансирования планируется выделить 7 млрд рублей, ещё минимум столько же должен будет вложить частный инвестор. Основным претендентом на получение госзаказа считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова. Генераторы в рентабельности проекта сомневаются, прежде всего из-за недостаточности ёмкости внутреннего рынка.

– Предложения (по созданию отечественных ГТБМ – ред.) не выдерживают никакой критики, вне зависимости от того, выделите вы на них 7 млрд рублей или нет: за 20 лет её (газовую турбину – ред.) не сделали и ещё за 20 лет не сделают, – заявил выступивший на коллегии глава ГЭХ Денис Фёдоров. – У нас есть две самые большие тепловые компании – мы и «Интер РАО». ГЭХ без всяких госинвестиций готов сформировать якорный заказ и выступить компанией, которая, например с Siemens, локализует эту турбину. Мы готовы в том числе выкупить долю СТГТ у второго акционера («Силовых машин» – ред.). По плану (правительства о разработке собственных турбин – ред.) надо произвести 22 турбины с 2025 по 2032 год – я считаю, что, если мы говорим про большие турбины, это фактически нереализуемая задача. Мы не ставим амбициозные цели, а фактически вводим в заблуждение руководство, потому что такого заказа нет. Но мы как ГЭХ готовы сделать заказ на 10–12 больших турбин, и производители готовы этот объём локализовать.

В качестве успешного примера подобного решения г-н Фёдоров привёл уже созданное СП ГЭХ и Siemens по производству вакуумных выключателей. Компании «договорились сами, безо всяких решений Минпромторга», отметил глава энергокомпании: к 2022 году 75% этой продукции будет производиться внутри страны. «Аналогичные решения нужны и по турбинам большой мощности», – резюмировал он.

Локализацию считают более перспективным путём и в «Интер РАО» – группы, получившей 60% конкурсной части квоты первого стартового отбора. В конце марта предправления компании Борис Ковальчук сообщил, что генератор базово договорился с «Ростехом» и GE о будущем действующего совместного предприятия (СП): оно должно стать базой для локализации производства ГТБМ (при этом структура «Ростеха» выйдет из СП). «Интер РАО» и GE сейчас обсуждают возможные варианты трансфера технологий, среди которых покупка лицензий или оформление через долю в СП.

Фактически на рынке формируется два конкурентных предложения: локализация турбин Siemens, партнёром которого вместо «Силмаша» (претендующего на госзаказ на разработку собственных турбин) готов выступить ГЭХ, либо разворачивание производства аналогичной продукции GE при поддержке «Интер РАО». Оба проекта находятся примерно в равных условиях: генераторы-партнёры способны обеспечить значительную часть заказа на газовые турбины и обладают базовыми площадками для организации производства. Реализовывать оба – бессмысленно, признавали главы «Интер РАО» и ГЭХ в кулуарах КЭФ. Проекты – прямые конкуренты, но в этом суть предложений энергетиков: в результате соперничества на рыночных условиях будет реализован наиболее эффективный вариант с точки зрения экономики. Таким образом, инвестиции в локализационное производство дадут максимальную отдачу, а генераторы получат эффективное оборудование за минимальные для потребителей деньги. Вероятность того, что один из проектов в итоге будет реализован, крайне высока: новые газовые турбины будут востребованы рынком в объёме, рентабельном для локализации, но экономически неэффективном для собственных разработок, следует из выкладок правительства и расчётов энергетиков. Опыт предыдущих попыток разработки собственных ГТБМ в России также нельзя признать удачным.

Открытым остаётся и вопрос дополнительной финнагрузки на потребителей ОРЭМ в виде доплаты за мощность станций, на которых будут обкатываться российские турбины после их разработки. «Силмаш» хотел бы сам или в сотрудничестве с партнёром построить экспериментальную ТЭС на 1,4 ГВт в рамках механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ) для опробования образцов газовых турбин, заявлял в декабре гендиректор «Силмаша» Тимур Липатов. В феврале тогда ещё первый замглавы Минэнерго Алексей Текслер (сейчас – врио губернатора Челябинской области) говорил журналистам, что правительство планирует изменить правила проведения отбора проектов, которые могут быть реализованы в рамках КОМ НГ, разрешив строительство инновационных ТЭС в энергобездефицитных регионах. Сроки принятия поправок и возможного проведения такого отбора г-н Текслер не уточнял. Экспериментальные мощности обойдутся рынку существенно дороже модернизационных, признают все заинтересованные стороны.