Модернизация и все-все-все

Тема года: Модернизация

Безусловно, главное событие года – концептуальное (вплоть до президентского) одобрение программы модернизации отечественной энергетики. По прогнозам Минэнерго, избыток мощностей в Единой энергосистеме (ЕЭС) России может быть исчерпан уже в 2023–2025 годах. При этом программа договоров предоставления мощности (ДПМ) позволила лишь стабилизировать уровень устаревания мощностей традиционной генерации. Строительство новых электростанций в рамках ДПМ ТЭС фактически завершено. С 2010 года в России в рамках ДПМ построено 30 ГВт, инвестиции составили около 2 трлн рублей. На рынке начинает сокращаться объём платежей, включаемых в цену на мощность для возврата инвестиций. Модернизацию планируется проводить за счёт так называемых высвобождающихся средств – тех денег, которые ранее шли на оплату ДПМ ТЭС. Перенаправление средств, по задумке Минэнерго и НП «Совет рынка», позволит обновить генерирующие мощности, не повышая текущего уровня платежей потребителей.

По расчётам Минэнерго, объём высвобождающихся в связи с завершением ДПМ в 2020−2030 годах средств составит около 1,5 трлн рублей, их можно реинвестировать в модернизацию. Это позволит обновить около 40 ГВт, ежегодно модернизируя 3–4 ГВт. Минэнерго предлагает ввести механизм возврата вложенных инвестиций со сроком окупаемости 15−20 лет, привязкой к доходности ОФЗ, штрафом за несвоевременное или неполное исполнение обязательств. Будут сформированы эталоны затрат на модернизацию, а проекты предлагается отбирать на конкурсной основе. Этот механизм следует распространить и на Дальний Восток, заявил 14 ноября на встрече президента Владимира Путина с энергетиками глава профильного министерства Александр Новак. Одновременно предполагается продлить с нынешних четырёх до шести лет сроки конкурентного отбора мощности (КОМ), определяющего цены на действующие мощности. Предлагается также изменить ценовой коридор в рамках КОМ. По словам министра, благодаря этому около 100 ГВт мощностей смогут проработать до 2030 года, после чего надо будет вернуться к вопросу об их модернизации.

«Совет производителей энергии» (СПЭ) в октябре оценил финансовую ёмкость программы модернизации основных генерирующих мощностей в России в 1,2 трлн рублей. Для реконструкции самых изношенных 37,5 ГВт ТЭС потребуется 900 млрд рублей. Для модернизации 33,3 ГВт мощностей потребуется 230 млрд рублей. Впрочем, даже более дорогое обновление в расчёте на 1 кВт обойдется в 23,5 тыс. рублей, что составляет лишь 21% от стоимости строительства 1 кВт новых ВИЭ-мощностей, подчёркивали производители.

Оценки объёмов высвобождающихся средств на рынке разнятся, ряд независимых экспертов говорит об 1,3 трлн рублей. Итоговая сумма приобретает всё большее значение, так как в борьбу за деньги осенью активно включились ВИЭ-генераторы. Главным защитником их интересов выступает руководитель «Роснано» Анатолий Чубайс, чьи структуры занимаются проектами в солнечной (совместно с «Реновой» Виктора Вексельберга), ветряной (совместно с финским Fortum) и мусорной (совместно с «Ростехом») энергетике. Программа ДПМ ВИЭ, по которой за счёт энергорынка будет построено 6 ГВт «зелёных» мощностей, завершается лишь в 2024 году. Но 5 ГВт уже распределены между основными игроками рынка. ВИЭ-генераторы настаивают: без продления программы ДПМ ВИЭ кластер альтернативной генерации (прежде всего в части производства оборудования для СЭС) в России может не выжить. Однако ответить на принципиальный вопрос о том, почему экспортоориентированный бизнес ВИЭ-генераторов должен финансироваться отечественными потребителями энергорынка, никто из них пока не берётся.

В ноябре «Роснано» забросило в энергосообщество «пробный шар», заявив, что ДПМ ВИЭ нужно продлить до 2035 года и предусмотреть строительство ещё 20 ГВт за счёт потребителей. При этом ВИЭ-генераторы не скрывали, что претендуют на часть финансового пирога, образующегося при завершении ДПМ ТЭС. Тогда, отвечая на вопрос о возможном превышении цены строительства 20 ГВт отметки в 1 трлн рублей, один из топ-менеджеров ВИЭ-сектора как бы в шутку отметил: «Значит будем претендовать на весь объём средств, высвобождающихся по ДПМ ТЭС».

Но идея ВИЭ-генераторов не нашла поддержки. После ноябрьской встречи у Владимира Путина её официально не поддержало Минэнерго, против выступили и «Совет рынка», и генераторы, и потребители. Впрочем, последние по традиции выступают против любых новых «обвесов» энергорынка. Нервозности добавили и поручения президента по итогам встречи с энергетиками, опубликованные лишь месяц спустя. В документе правительству поручается с учётом предложений Минэнерго разработать механизм привлечения инвестиций в модернизацию ТЭС, при этом особое внимание рекомендовано обратить и на развитие ВИЭ. Доклад должен быть подготовлен правительством в срок до 1 марта. Регуляторы не отрицают необходимость поддерживать ВИЭ, но предлагают отказаться от механизма финансирования отрасли за счёт средств энергорынка. У ВИЭ-генераторов есть и другие инструменты господдержки (льготное кредитование, госгарантии и пр.), их и надо осваивать, полагают в Минэнерго. Кроме того, основными регионами строительства новых ВИЭ-мощностей должны стать изолированные энергозоны, так как текущие цены здесь позволяют на рыночных основаниях замещать дизель-генерацию, окупая проекты, говорят регуляторы.

Поняв бесполезность усилий по поиску союзников в энергосообществе, ВИЭ-генераторы попытались напрямую, через голову энергосообщества, достучаться до правительства и сохранить финансирование из средств энергорынка. 22 декабря, в День энергетика, стало известно, что ключевые инвесторы ВИЭ попросили Дмитрия Медведева продлить программу поддержки «зелёной» энергетики до 2035 года. Письмо подписано Анатолием Чубайсом, Виктором Вексельбергом, гендиректорами «Фортума» Александром Чуваевым и «Энел Россия» Карло Палашано Вилламаньей, а также главой совета директоров «Солар Системс» Михаилом Лисянским. Продление программы до 2035 года «с сохранением показателей нагрузки на потребителей» позволит увеличить вводы в три-четыре раза – до 20 ГВт и более, загрузит производства и нарастит экспорт. При текущих тарифах ВИЭ Наталья Порохова из АКРА оценивает ввод 20 ГВт в 600 млрд рублей в год, которые заплатят потребители. Это 20% конечной цены на электроэнергию. Получить такой объём финансирования ВИЭ-генераторам не удастся, уверены наблюдатели. Речь скорее идёт о попытке «отбить» в рамках ДПМ ВИЭ ещё 100–200 млрд рублей, но шансы на это пока не высоки.

Впрочем, нормативная база ДПМ на модернизацию должна быть разработана правительством к 1 мая. Очевидно, что в ходе подготовки ещё появятся существенные корректировки. В октябре Минэнерго и «Совет рынка» презентовали механизм модернизационного отбора, получивший рабочее название «двухэтапного КОМа». Предполагалось, что выбор фактически сделан. Но уже в конце декабря он перестал быть актуальным, собеседники в правительстве характеризовали его как «один из обсуждавшихся вариантов». Не упрощает выработку окончательных решений и поддержанная «Россетями» и «Фортумом» идея Минэкономразвития допустить до конкурсного отбора проектов сетевые решения. Регуляторы готовы обсуждать участие сетевиков в модернизации лишь в том случае, если при выводе мощностей возникнет дефицит (не более 5% случаев). Наиболее оптимистически настроенные чиновники надеются, что реальные конкурсные отборы в рамках модернизационного ДПМ начнутся уже в 2018 году. Глава Минэнерго и большинство наблюдателей более осторожны: с большей вероятностью механизм запустят лишь в 2019 году.

Регион года: Дальний Восток

Дальний Восток в уходящем году оказался наиболее часто обсуждавшимся в энергосообществе макрорегионом. Единственный крупный игрок дальневосточного энергорынка – «РусГидро» и её «дочка» РАО «ЭС Востока» вновь вынуждены были переносить сроки ввода четырёх ТЭС, 50 млрд рублей на строительство которых выделили из госказны ещё в 2012 году. С тех пор «РусГидро» регулярно подвергается критике со стороны Счётной палаты из-за неэффективного использования средств. В этом году Минэнерго в очередной раз сдвинуло сроки вводов дальневосточных ТЭС и увеличило штрафы на новые задержки. В ноябре в дополнение к Благовещенской ТЭЦ «РусГидро» после ряда инцидентов 1 ноября смогла запустить первую очередь Якутской ГРЭС-2 (первоначальные сроки запуска – 2015 год).

В том году потребители первой и второй ценовых зон (ЦЗ) начали доплачивать к цене мощности так называемую дальневосточную надбавку. 24 млрд рублей, которые должны быть собраны до конца года, пойдут на выравнивание цен на электричество на Дальнем Востоке. В этом году фиксированный уровень цены на энергию здесь составлял 4 рубля за 1 кВт. В 2018 году он установлен на уровне 4,3 рубля. Фиксация цены обойдётся потребителям ценовых зон ещё в 35 млрд рублей. Снижение цен на электричество, по задумке чиновников, стимулирует приток инвесторов в один из слабо освоенных углов России. Пока субсидирование развёрнуто на три года, Минвостокразвития продвигает идею продлить срок действия надбавки до 10 лет.

На этом фоне в энергосообществе реанимировали идею создания на Дальнем Востоке третьей ценовой зоны. Тему в сентябре поднял замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко. Процесс должен сопровождаться «созданием нескольких генкомпаний, с тем чтобы они конкурировали между собой, чтобы мы получили определённое количество игроков, готовых инвестировать в эту отрасль», пояснял он.

Один из вариантов – допуск прочих игроков рынка к конкурсным отборам проектов по замещению, модернизации и строительству новых мощностей наравне с дальневосточным монополистом. Идею на словах поддерживали не только в регуляторах, но и в самой компании «РусГидро», выражавшей готовность допустить на свои производственные площадки конкурентов, победивших на отборе. Сговорчивость госкомпании объясняется финансовыми трудностями: гидрогенератор, получив РАО «ЭС Востока» в качестве «социальной нагрузки», на протяжении последних лет тратит много сил и средств на стабилизацию дальневосточной генерации. В декабре глава Минэнерго Александр Новак отказался говорить о вариантах развития конкуренции в энергетике Дальнего Востока, но заявил, что в его ведомстве работают над этим.

Однако в сентябре неожиданно стало известно, что нормативная база, на основании которой с энергорынка собирается надбавка в пользу регионов Дальнего Востока, предусматривает и второй механизм – нового строительства за счёт того же источника. Как сообщил замглавы ФАС Виталий Королёв, для финансирования за счёт ЦЗ проекты должны пройти утверждение в правкомиссии (процесс чрезвычайно трудоёмкий с бюрократической точки зрения). Однако в конце года высокопоставленные собеседники в Минэнерго и «РусГидро» стали говорить о третьей ценовой зоне как о «системе будущего»; реализацию проектов через утверждение в правкомиссии они назвали более перспективным, уже согласованным механизмом. Вернуться к вопросу создания третьей ЦЗ на Дальнем Востоке и обсуждать этот вопрос более предметно можно будет в течение 1–2 лет, пока же достаточно предлагаемого механизма согласования проектов через правкомиссию, полагают они. Вячеслав Кравченко 25 декабря заявил, что Минэнерго планирует просчитать вопрос о создании третьей ценовой зоны ОРЭМ в течение 2018 года и, «возможно, в начале 2019 года».

Скорее всего вопрос внедрения рыночных механизмов на Дальнем Востоке фактически снят: если здесь массово будут запущены проекты, одобренные правкомиссией, то с учётом сроков возврата инвестиций к вопросу изменения механизма финансирования энергетики Дальнего Востока власти вернутся не ранее чем через 10 лет. Это дополнительно увеличит нагрузки на рынок как минимум на стоимость проектов и минимальную доходность. «РусГидро» анонсировало свои инвестиционные потребности на Дальнем Востоке в ближайшие пять лет на уровне 250 млрд рублей, и внутренних резервов у собственника РАО «ЭС Востока» явно недостаточно. При таких условиях финансирования «РусГидро» вряд ли захочет делиться деньгами и приложит максимум усилий для получения 100% финансирования, которое может быть выделено за счёт энергорынка, полагают наблюдатели.

Происшествия года: каскадные аварии в ЕЭС

Статистика Минэнерго и «Системного оператора» из года в год показывает снижение числа аварий в ЕЭС России. Тенденция сохранялась и в этом году, однако несколько крупных системных энергосбоев широко обсуждались не только СМИ и «пострадавшими», но и привлекли внимание Владимира Путина: президент поручил Минэнерго проработать меры для их предотвращения.

Наряду со ставшими уже традиционными проблемами с энергоснабжением Крыма в пиковый туристический сезон, проблемными зонами этим летом оказались Сибирь, часть которой дважды на несколько часов оставалась отделённой от ЕЭС, а также Дальний Восток. В августе здесь остались без света 1,5 млн человек, были приостановлены поставки энергии в Китай. Крупнейшие каскадные аварии развивались по одной схеме: в результате ошибок противоаварийной защиты масштабы отключений разрастались. Замглавы Минэнерго Андрей Черезов пояснял, что основными проблемами, повлёкшими крупные энергоаварии в этом году, стали несогласованность действий субъектов электроэнергетики при эксплуатации и вводе нового оборудования.

В ноябре Минэнерго рапортовало, что рассчитывает до конца года принять единые правила технологического функционирования (ПТФ) в электроэнергетике, которые должны закрыть существующие проблемы в технических регламентах. Возникла публичная перепалка между энергетиками и «Системным оператором», подготовившим ПТФ. Игроки рынка заявили, что единые правила приведут к новым незапланированным расходам в миллиарды рублей, что скажется на ценах. Регулятор отрицал возможность сколь-либо значительных расходов для энергетиков в связи с внедрением ПТФ. Впрочем, обменявшись выпадами, ближе к концу года стороны прекратили публично комментировать ситуацию. Введение правил в очередной раз застопорилось в ходе бюрократических согласований, полагают наблюдатели. ПТФ пытаются принять с 2013 года.

Процесс года: Siemens vs «Технопромэкспорт»

История с поставкой турбин производства СП Siemens и «Силовых машин» началась ещё весной, когда Reuters смог отследить путь турбин, купленных, несмотря на европейские санкции, для установки на новых ТЭС на Таманском полуострове. Немцы сначала выглядели растерявшимися, среди же российских энергетиков в кулуарных разговорах схема поставки турбин Siemens в Крым в обход санкций и производителя не вызывала удивления. Siemens и «Технопромэкспорт» начали тяжбу в московском арбитраже, но процесс носит больше ритуальный характер: уже озвученные судебные решения подтверждают добросовестность поставок турбин Siemens в Крым, а возврата турбин производителю, на чём настаивает Siemens, уже не произойдёт. При этом «Технопромэкспорт» обратился в суд ЕС, оспаривая включение компании в санкционный список.

Немецкий концерн оказался в патовой ситуации: мировой рынок турбин и другого оборудования для ТЭС ощутимо сокращается под давлением ВИЭ. Россия, имеющая гигантские газовые, угольные и гидрогенерирующие ресурсы, в ближайшие десятилетия наверняка останется страной, где доминирует традиционная генерация. До 2035 года, по оценкам Минэнерго, российским энергетикам потребуется 53 турбины большой мощности, а терять пусть и небольшой, но стабильный рынок Siemens тоже не хочется, особенно на фоне массовых сокращений в GE и уменьшения количества заказов на новые турбины. Несмотря на угрозы и суды, Siemens остался в России и расширяет список клиентов в нашей стране за счёт частных компаний.

Человек года: Павел Ливинский

Через 1,5 месяца после назначения новый глава «Россетей» Павел Ливинский фактически выступил в роли трикстера: его октябрьское заявление о том, что «Россети», возможно, откажутся от выплаты дивидендов, так как подобные понятия отсутствуют в действующем тарифном регулировании, всколыхнуло энергосообщество. Капитализация «Россетей» в тот же день упала почти на 5% – инвесторы ожидаемо негативно восприняли слова нового главы госхолдинга. Но заявление ускорило процессы внедрения таких ожидаемых рынком инструментов, как долгосрочный сетевой тариф (в пилотных регионах планируется запустить в 2018 году) и методика эталонных затрат при его определении, которая должна быть внедрена в тарифном сезоне 2019 года. Утверждение схожей, по сути, методики альтернативной котельной стало важным событием 2017 года в секторе теплогенерации. 22 декабря совет директоров «Россетей» утвердил обновлённую дивидендную политику и выразил готовность отдавать акционерам 50% чистой прибыли по РСБУ или МСФО (по большей из них после корректировок и вычета средств за техприсоединение).