Что нам стоит ГРЭС построить

Половинные ДПМ

В конце января «Системный оператор» (СО ЕЭС) опубликовал свой ежегодный отчёт о функционировании ЕЭС. Согласно статистике вводов за 2013 год, приведённой в нём, на вводы по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) по всем видам генерации в минувшем году пришлось чуть более половины (51,53%) общих вводов (3738,37 МВт).

Согласно статистике СО ЕЭС, фактически в 2013 году были введены 190 МВт на Новомосковской ГРЭС («Квадра»), 231 МВт на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 и 159,6 МВт на Пермской ТЭЦ-9 («КЭС-Холдинг»), 845 МВт на Няганской ГРЭС («Фортум»), 235 МВт на ПГУ Центральной Астраханской котельной (ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго), 180 МВт на Джубгинской ТЭС и 90 МВт на Омской ТЭЦ-3 («Интер РАО»). Конечно, принципы учёта СО ЕЭС зачастую расходятся с данными компаний: так, блок 165 МВт на Пермской ТЭЦ-9 формально на рынке только с 1 января 2014 года, а на Богучанской ГЭС за 2013 год были введены в промышленную эксплуатацию не два, а три гидроагрегата мощностью 333 МВт каждый – один из них учтён «Системным оператором» в 2012 году, так же как и Адлерская ТЭС «Газпром энерго­холдинга», Ливенская ТЭЦ «Квадры» и ГТУ 14,7 МВт на Томской ТЭЦ-1 (ТГК-11), которые формально пущены в 2013 году. Ввод Группой «Интер РАО» пылеугольного блока 210 МВт на Гусиноозёрской ГРЭС учтён как модернизация с увеличением мощности на 30 МВт.

Но это не существенно меняет статистику, сохраняя долю ввода по ДПМ также в районе 50% от общих вводов. А по плану только по тепловым ДПМ должно было быть введено практически столько же мощностей, сколько было введено всего в этом году, – 3481,5 МВт мощности, и это не считая 1000 МВт ДПМ АЭС. Сам СО ЕЭС в аналогичном отчёте за 2012 год прогнозировал, что будет введено в общей сложности 6823 МВт мощностей, в том числе 3090 МВт мощностей ТЭС ДПМ.

Нервные срывы

Фактические вводы давно отклонились от утверждённых Распоряжением правительства №1334-р от 11 августа 2010 года, где был приведён первоначальный перечень ДПМ и дат ввода. Исключение – Джубгинская ТЭС, введённая в эксплуатацию в срок. Значительная часть этого отклонения вызвана задержками вводов по ДПМ, которые дорого обходятся генераторам, допустившим срыв сроков. На ноябрь 2013 года, по данным «Совета рынка», общий объём этих штрафов с начала года составил более 3 млрд рублей, накопленный итог с 2011 года – 8,3 млрд рублей. Сроки ввода нарушены по 31 объекту. В декабре наблюдательный совет НП «Совет рынка» утвердил основания для взимания штрафов за срыв сроков по ГТУ 61,5 МВт на ТЭЦ-9 Мосэнерго (входит в состав «Газпром энергохолдинга»), ПГУ-110 на Вологодской ТЭЦ ТГК-2, ГТУ-165 на Пермской ТЭЦ-9 ТГК-9 (часть «КЭС-Холдинга»). В январе объём просроченных вводов возрос: санкции распространились уже на 1,15 ГВт, причём к первым двум объектам, оштрафованным в декабре, добавились 614 МВт совокупно на Южноуральской ГРЭС-2 и Черепетской ГРЭС «Интер РАО» и три объекта «Сибирской генерирующей компании» (блоки Томь-Усинской и Беловской ГРЭС, а также Барнаульской ТЭЦ-2 общей мощностью 365 МВт).

От штрафов генератора страхует предусмотренный в ДПМ годичный грейс-период. Однако, как объясняют в «Совете рынка», ТЭС должны уведомлять о том, что намереваются им воспользоваться, до проведения конкурсного отбора мощностей (КОМ) на год поставки, иначе не получат освобождения от обязательств. У ГЭС и АЭС правила мягче: они могут позже уведомлять о сдвиге сроков.

Причины задержки вводов чрезвычайно разнообразны, причём не всегда они напрямую связаны с просчётами самих генераторов. Один из ярких примеров комплексной причины задержки – потеря необходимости в объекте, как произошло с Кудепстинской ТЭС мощностью 367 МВт (должна была быть введена в декабре). Стороной ДПМ на Кудепстинскую ТЭС была ТГК-2, которая отказалась от строительства и которую в итоге заменил «Газэнергострой», так и не добившийся перерегистрации ДПМ на себя. У самой компании были проблемы с вводом станции, ставившие под угрозу пуск олимпийского объекта в срок. Но в мае 2013 года было объявлено, что прогнозная нагрузка в Сочинском энергоузле снизилась, Кудепстинская ТЭС избыточна, а потенциальный скачок нагрузки можно покрыть за счёт мобильных ГТЭС, которые установили в олимпийском узле «Россети». Планировался перенос кудепстинского ДПМ в энергодефицитный район – Грозный или Новороссийск, однако по состоянию на декабрь это решение принято не было.

Другая причина задержки – авария на вводимом объекте. В этом году так произошло с Загорской ГАЭС-2 – объектом ДПМ ГЭС, сроки ввода которого переносились уже дважды. В 2012 году «РусГидро», задействовав грейс-период, добилось переноса срока пуска первых двух гидроагрегатов на начало 2014 года, ссылаясь на неготовность схемы выдачи мощности. Первую очередь Загорской ГАЭС-2 разрешили ввести в начале 2014 года, вторую – в 2015 году. В этот раз, сообщал замминистра энергетики Андрей Черезов, ФСК успела бы к декабрю ввести все объекты схемы выдачи мощности, чтобы обеспечить ввод станции в срок. Однако в ночь на 18 сентября 2013 года из-за размыва грунта на станции произошла авария, машинный зал был затоплен. Комиссии, расследовавшие эту аварию, пришли к заключению, что виной стала ошибка проектировщика – «Гидропроекта», с 2010 года входящего в «РусГидро». В декабре глава «РусГидро» Евгений Дод заявил, что компания согласовала с Минэнерго и «Советом рынка» перенос ввода на два года без штрафов.

Третья распространённая причина – проблемы в отношениях с поставщиками оборудования или смежниками. Так, установка ГТЭ-65 на ТЭЦ-9 Мосэнерго должна была быть введена в конце июля 2012 года, но так и не запущена в эксплуатацию. Задержку связывают с опытной газовой турбиной средней мощности производства «Силовых машин», которую пришлось в итоге заменить на турбину Ansaldo Energia. Как говорил «Энергетике и промышленности» в декабре гендиректор ведущего работы по замене турбин «Треста СЗЭМ» Владимир Привалов, работы практически завершены, стороны ждут получения разрешительной документации на выдачу мощности от «Системного оператора». Другой схожий случай срыва сроков из-за проблем с поставщиком оборудования – конфликт «КЭС-Холдинга» с GE вокруг ввода ГТУ на Новокуйбышевской ТЭЦ-1. Тогда КЭС обвинил GE в том, что компания не обеспечивает входящую в холдинг Волжскую ТГК достаточным количеством шеф-персонала для завершения пусковых работ, игнорирует график монтажа и допускает другие просчёты, в совокупности приводящие к тому, что Волжская ТГК, которая должна была пустить станцию в июле, платила по 8 млн долларов в месяц за срыв сроков. Впрочем, уже в сентябре конфликт был улажен, и пуск ГТУ состоялся 15 октября 2013 года.

Без перспектив

Проблема штрафов довольно скоро канет в небытие вместе с завершением реализации генкомпаниями обязательных инвестпрограмм. По тепловой энергетике последние 200 МВт газовых мощностей в рамках ДПМ должны быть введены в 2018 году, последние угольные станции должны закончить вводить в 2016 году. Мощности, которые должны быть построены в рамках обязательных инвестпрограмм, уже находятся в стадии строительства, и дальнейшее развитие событий неясно. Незначительный ресурс сохранился в рамках актуализации ДПМ – ряд проектов, не вошедших в стадию реализации, Минэнерго намерено перенести с возможной заменой исполняющей стороны. Процесс уже начался: в 2013 году была закрыта первая в истории сделка по переуступке права реализации ДПМ. Минэнерго согласовало перенос ДПМ Новобогословской ТЭЦ «КЭС-Холдинга» (230 МВт), потерявшей актуальность из-за пересмотра «Русалом» планов в отношении Богословского алюминиевого завода, на Казанскую ТЭЦ-2 «Генерирующей компании Татарстана». Если изменение площадки ДПМ, пусть и редко, но имело место – такой перенос успешно осуществили «Фортум» и «Интер РАО», ОГК-2, по неофициальной информации, согласовала перенос 420 МВт со Ставропольской на Серовскую ГРЭС, – то прецедентов смены стороны договора до сих пор не было.

Модельный ряд

Создание условий окупаемости для строительства или замещения старой генерации напрямую зависит от целевой модели энергорынка. Сегодня предлагаются две основные модели. В основе первой лежат свободные двусторонние договоры между продавцом и покупателем электроэнергии. Эту модель, называемую в обиходе моделью Удальцова, поддерживают Минэнерго, крупные потребители и часть генераторов, в первую очередь те из них, которые являются частью крупных промышленных холдингов, таких как «Евросибэнерго». По замыслу авторов модели, свободные двусторонние договоры должны закрывать основную часть потребления, а чтобы побудить генераторов и потребителей к заключению таких договоров, условия балансирующего рынка мощности, где заключаются сделки на не покрытые свободными договорами объёмы, сделаны не выгодными ни генераторам, ни потребителям. Эта модель ориентируется на торговлю электроэнергией и мощностью как одним товаром по одноставочной цене; она не предполагает проведения КОМ и распределения новых ДПМ (хотя в определённый момент Минэнерго и добилось сохранения для властей возможности гарантировать инвестиции на те мощности, которые они сочтут критически необходимыми).

Вторая модель, получившая расхожее название «ДПМ-штрих», поддерживается частью генераторов во главе с «Газпром энергохолдингом» и «Интер РАО». Она предполагает введение новых договоров на предоставление мощности (ДПМ), гарантирующих окупаемость инвестиций в модернизацию, однако на конкурсной, а не на директивной, как прежде, основе. Иногда говорят и о третьей модели, которая представляет собой закрепление сегодняшней ситуации, но дополненной долгосрочным КОМ.

Целевая модель оживлённо обсуждалась зимой – весной прошлого года. Однако конечное решение несколько раз откладывалось, пока в октябре прошлого года министр энергетики Александр Новак не заявил о том, что оно не будет принято до утверждения новой модели рынка тепла. Причина, по его словам, в наличии «очень большого перекрёстного субсидирования» между электрической мощностью и теплом, которое необходимо выделить до выбора целевой модели рынка. Новая модель рынка тепла уже появилась в виде проекта поправок в серию федеральных законов, которые Минэнерго опубликовало под Новый год. Однако она пока не утверждена. Ожидается, что все мероприятия будут завершены до конца 2014 года. Однако может оказаться, что дискуссия о целевой модели рынка будет возобновлена ещё позже: формально на этот год намечено проведение долгосрочного КОМ на 2015–2018 годы, и решение о повторении годичного КОМ не принято. Возможность того, что долгосрочный КОМ действительно будет проведён – а прежде неопределённость с новой целевой моделью и была основным аргументом для отказа от его проведения, вполне существует. «Уверенно сказать, что так и будет, мы пока не можем, – говорит зампред правления НП «Совет рынка» Игорь Баркин, – но очень надеемся, что Минэнерго и «Системный оператор» решатся на проведение долгосрочного КОМ в этом году. Безусловно, это будет плюс». Если он будет проведён, очевидно, что дискуссия о новой модели рынка откладывается, говорит источник, близкий к НП: «Было бы иезуитски сначала провести КОМ, потом менять правила».

Замещение по конкурсу

Однако события последних месяцев показывают, что дрейф в направлении новой целевой модели – конкретно в сторону модернизационных ДПМ – уже наметился. Причём если раньше основные аргументы сторонников этого варианта модели относились к области износа мощностей, то теперь в её защиту говорят с позиции борьбы с избыточной нагрузкой на рынок со стороны вынужденной генерации, оплата мощности которой в этому году может превзойти 25 млрд рублей. В общей сложности мощность станций, функционирующих в вынужденном режиме, по итогам КОМ-2014 и последующих решений правительственных органов превысила 10 ГВт, или 4,5% всех российских мощностей.

Смещение акцентов зафиксировала фактически нейтральная сторона – СО ЕЭС, озвучившая в ноябре прошлого года проект сортировки вынужденных станций. Общая суть концепции регулятора состоит в том, чтобы оценить, во сколько обойдётся замещение старых мощностей, и отделить те станции, которые выгоднее эксплуатировать на существующих ценовых условиях, от тех, замещение которых обойдётся дешевле. Первую категорию предлагается закрепить в статусе вынужденных на неопределённо долгий срок, пересматривая решение о продлении статуса раз в пять лет. А для второй категории предлагается реализация замещающих мероприятий, которые фактически оплачиваются рынком на условиях окупаемости. Если решено, что заместить старую станцию должен сетевой объект, то он оплачивается либо за счёт повышенного тарифа на мощность для самого собственника старой станции, который сам рассчитывается с исполнителями замещения, либо через закладку в инвестпрограммы исполнителей. Если замещает генерирующая мощность, то собственнику после ввода гарантируется повышенная цена на мощность. Иными словами, если это решение будет принято, то возникнет новый рынок, за который будут конкурировать генераторы и сетевые компании, причём и для тех и для других будет гарантирована окупаемость замещения.

Зарубежные генераторы, работающие в России, также выступают за конкурсный механизм замещения вынужденной генерации и оплату этих проектов за счёт рынка мощности. Согласно меморандуму по основным вопросам энергетики, который главы E.On. Fortum и Enel передали вице-премьеру Аркадию Дворковичу 27 января, западные генераторы считают целесообразным конкурсный отбор замещающих проектов по принципу наименьших затрат на МВт установленной мощности и наименьшего воздействия на окружающую среду, поддержку избранных проектов как за счёт повышенных платежей за мощность, так и через налоговое стимулирование на местах, а также за создание механизмов поддержки вывода неэффективной генерации.