«Конкурс на модернизацию ТЭС позволил серьёзно сэкономить, эти деньги не должны изыматься из отрасли»

– 29 мая правительственная комиссия по развитию электроэнергетики утвердила итоги конкурсного отбора проектов модернизации ТЭС и дополнила перечень ещё 15 проектами, выбранными в «ручном режиме». Начнём с конца. Как Вы оцениваете результаты «доотбора» в рамках квоты Правкомиссии?

– Правкомиссия принимала решения на основе предварительно разработанных качественных критериев: стоимостная характеристика проекта (LCOE); участие в теплоснабжении, в т. ч. Населения; наличие мероприятий, позволяющих решить экологические проблемы региона (только для 2-й ценовой зоны); наличие мероприятий, направленных на внедрение инновационных решений и повышение эффективности оборудования; критичность технического состояния. Критериям была присвоена различная степень влияния (вес). В зависимости от характеристик проекта по каждому критерию проставлялся балл. Далее все баллы проекта были просуммированы и представлены в виде ранжированной таблицы. Лучший проект по совокупности критериев получал 100% (баллов), худший – 0%. Соответственно, Правкомиссией было выбрано 15 проектов на 1,78 ГВт, получивших самый высокий итоговый балл. Количество проектов отобрано таким образом, чтобы уложиться в отведённую Правкомиссии квоту – 15% от установленной квоты отбора плюс половина мощности самого большого выбранного объекта (это примерно 1,82 ГВт).

Поскольку в данном случае стоимость проекта не была основным критерием отбора, проекты, отобранные Правкомиссией, уже заметно дороже прошедших по конкурсу. Их средний удельный капекс составляет 35,6 тыс. руб/кВт (почти в 5 раз выше результатов конкурса). При этом очевидно, что в этот раз перечень и вес критериев был сформирован таким образом, что отбираются по ним в основном ТЭЦ, что и подтвердили результаты работы Правкомиссии – все 15 отобранных объектов – это теплофикационное оборудование. У ПГУ было очень мало шансов отобраться по этим критериям. Пока это логично, поскольку вопрос с производством на территории России полностью локализованных газовых турбин ещё в проработке.

При этом зачастую можно услышать противоречивые мнения про глубину и стоимость модернизации. Кто-то говорил, что и первый отбор – слишком дешёвый и не несёт в себе существенного улучшения. С другой стороны, когда на Правительственную комиссию были вынесены более капиталоёмкие проекты – можно было услышать критику «дороговизны» таких мероприятий. Но ведь надо понимать, что глубокая модернизация и (или) существенное улучшение ТЭП (переход на ПГУ) стоит не дёшево. При этом по действующим правилам, независимо от глубины и стоимости модернизации, производитель гарантирует государству и потребителям одинаковый товар: обеспечение поставки мощности в течение 16 лет.

Затраты на серьёзный переход на парогазовый цикл будут значительно выше, чем затраты на те проекты, которые были отобраны в этом году. И найти баланс между стоимостью модернизации, её глубиной и нагрузкой на потребителей ещё предстоит в будущем.

Принятые в этом году критерии для отбора Правкомиссией, на мой взгляд, невозможно будет применять всегда. Ведь ещё потребуется стимулировать качественный технологический скачок в электроэнергетике. Для тепловой энергетики это переход на парогазовый цикл. Это просто необходимо для достижения целевого показателя эффективности топливоиспользования, зафиксированного в Комплексном плане мероприятий по повышению энергетической эффективности экономики России.

Также нужно сказать, что результат конкурсного отбора позволил сэкономить серьёзные средства, которые, по мнению генераторов, не должны изыматься из отрасли и их следует направить на дополнительный отбор мощности, который может быть проведён в рамках отбора на 2025 год. Ведь существенное превышение спроса на модернизацию лучше всего продемонстрировало, что отрасль нуждается в инвестициях и обновлении. Совет производителей энергии будет обращаться с такой инициативой к Министерству энергетики и правительству. Ведь сохранение надёжной и устойчивой электроэнергетики является залогом функционирования и развития всей экономики страны.

– «Интер РАО» подавало свои проекты для отбора по квоте Правительственной комиссии?

– Да, мы подавали на рассмотрение Правкомиссии несколько проектов, которые, по нашему мнению, целесообразно реализовать, но они не были отобраны в этот раз. На конкурс мы на самом деле подавали больше, чем 5,31 ГВт, но удовлетворены достигнутым результатом и планируем продолжить активную работу.

– В рамках стартового отбора проектов для модернизации «Интер РАО» выбрало около 60% квоты – 5,31 ГВт из 8,61 ГВт. При этом Минэнерго и регуляторы оценили снижение цен при проведении конкурентного отбора в 30-40% от прогнозных уровней. За счёт чего, по вашему мнению, произошло такое существенное снижение цен, и как «Интер РАО» удалось показать такой впечатляющий результат на конкурсе?

– Если говорить о снижении цен при отборе, то самый главный, фундаментальный фактор – конкуренция. Похожую ситуацию мы видели на отборах ВИЭ. Когда на конкурсах по «ветру» и «солнцу» не было настоящей конкуренции, цена формировалась на уровне price-cap. Как только на конкурсах ВИЭ появилась конкуренция, то уровень цен и по «ветру», и по «солнцу» стал снижаться и в некоторых случаях опустился в два раза.

Результат прошедшего в апреле отбора еще более впечатляющий – удельный капекс отобранных проектов составил 7,2 тыс. руб/кВт, что примерно в 3 раза ниже установленных правительством предельных величин. Такой результат позволит обеспечить выполнение всей запланированной масштабной программы модернизации и одновременно выполнить поручение президента – сохранить динамику цен в отрасли в пределах инфляции. Средневзвешенная цена мощности в первый год окупаемости оценивается всего в 21% от цены мощности нового строительства в проектах КОМ НГО (price-cap для Тамани 1729 тыс. руб/МВт).

При наличии конкуренции стратегии участников становятся сложнее, нет гарантий, что кто-то пройдёт с максимальной заявкой. «Интер РАО» и «Юнипро» (выбрало 19% квоты КОММод – ред.) выигрывали за счёт того, что предложили для модернизации блоки большой мощности и с высоким коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ). При расчёте одноставочной цены (LCOE, основной критерий отбора на КОММод – ред.) получается, что чем больше КИУМ и мощность блока, тем сильнее снижается удельная стоимость в расчёте на 1 кВт∙ч выработки. Но при этом блок должен быть востребован.

Приведу пример. «Интер РАО» подавало две заявки по двум блокам Пермской ГРЭС мощностью 800 МВт каждый, но одна прошла конкурентный отбор, а вторая – нет. При этом капитальные затраты по непрошедшему проекту были даже ниже, но из-за разного КИУМ отбор прошла только первая заявка. КИУМ вводили как некий универсальный показатель востребованности, чтобы под программу модернизации попадало эффективное и загруженное оборудование, которое, соответственно, быстрее изнашивается. При этом на КОММод использовался реальный показатель за два предыдущих года, данные предоставляли не сами компании, а «Системный оператор». В итоге для крупных станций, имеющих высокую загрузку, удалось снизить удельную стоимость работ.

Далее «Интер РАО» максимально тщательно анализировало капитальные затраты. То, что конкуренция на КОММод будет высокой, мы поняли ещё в марте, когда на этапе подачи технических параметров суммарная мощность поданных заявок превысила квоту в четыре раза. И при обсуждении условий программы модернизации с Минэнерго мы постоянно говорили, что конкуренция снизит уровень цен существенно ниже price-cap. Но регуляторы опасались и всё же установили ограничение на капитальные затраты. Опыта не было, регуляторы не были уверены, что цены не поползут вверх. Но мы понимали, что конкуренция будет значительной, и если подадим высокие заявки, то отбор не пройдём. Поэтому конкурировали капитальными затратами, снижали стоимость работ, а не объёмы. Так что я считаю, что успешное прохождение «Интер РАО» отбора – это результат серьёзной комплексной работы всех служб компании – инженеров, строителей, стратегов, экономистов.

По ряду объектов мы сделаем больше, чем указано в самой конкурентной заявке. Разницу между реальным объёмом и «заявочным» мы, по сути, берём на себя, реализуем часть мероприятий за счёт собственных средств.

– То есть часть работ «Интер РАО» в рамках модернизации будет проводить за собственный счёт, не получая возврата инвестиций с потребителей оптового энергорынка?

– Да, за свой счёт. Кто-то хочет собрать с рынка всю сумму с нормой доходности 14%, а кто-то говорит, что часть работ готов провести за счёт иных источников. Прямо это из заявок не видно, так как это сложно контролировать, да и не нужно – конкуренция сама стимулирует поставщиков к подобным решениям.

– Доходность «Интер РАО» по ряду модернизационных проектов будет ниже 14%?

– Менеджмент «Интер РАО», определяя доходность, анализировал ряд факторов. Мы могли себе позволить доходность, отличную от типовой.

– Насколько значительной оказалась скидка по доходности?

– Настолько, чтобы победить в конкурсе. Она для нас приемлемая. Мы сравнивали с альтернативными вложениями денег, посчитали и определили уровень, который обеспечивает нам более эффективное вложение, чем другие способы инвестирования, в том числе выше, чем доходность по депозитам.

– Другие победители конкурса тоже «жертвовали» своей будущей прибылью?

– «Совет рынка» ранее сообщал, что победителем «номер один», чья заявка первой прошла сито отбора, стал проект Ново-Салаватской ТЭЦ. Самая дешёвая заявка поступила не от ГРЭС, не от мощного газового блока, а от Ново-Салаватской ТЭЦ. Скорее всего, в заявке была учтена прибыль в тепле. Значит, его производство на этом объекте эффективно, и менеджмент смог слегка «ужаться», что позволило пройти отбор с самым лучшим результатом.

Мы привыкли считать, что ТЭЦ эффективнее ГРЭС, у которых удельный расход топлива выше. По логике, в честной конкуренции ТЭЦ должна вытеснять ГРЭС. Но какая ТЭЦ? Исключительно эффективная. Если она работает на максимуме и имеет удельные топливные расходы на уровне 192 г у. т на 1 кВт∙ч, то при отборе по LCOE ТЭЦ должна вытеснять любую ГРЭС с «удельниками» в 300 г. Но этого не произошло.

– Почему?

– Причины могут быть разными. У кого-то был большой объём необходимых работ, кто-то оказался не готов взять часть расходов на себя. Есть и другие факторы: недорегулированность тепловых тарифов, необходимость инвестиций в тепловые сети. Кроме того, в тепловом сегменте сформирован существенный объём долгов, управляющие компании продолжают банкротиться, что не может не отражаться на финансовом состоянии участников теплового рынка. В общем, может быть множество факторов. Для понимания нужен фундаментальный анализ, полные данные для проведения которого есть только у регуляторов.

– Готовность профинансировать часть работ за свой счёт была не единственным фактором, на который рассчитывало «Интер РАО» при подготовке заявок?

– Да. Для себя мы определяли реальные затраты, а затем делили их на три составляющих: CAPEX, OPEX и доходность. И в каждом случае мы считали, какой из этих частей мы сможем эффективно конкурировать. Про CAPEX я уже рассказала. Предельный OPEX в первой ценовой зоне был установлен на уровне 140 тыс. рублей за 1 МВт, у нас не по всем проектам была заложена предельная величина. Заявок кроме регуляторов никто не видел, но я могу предположить, почему часть проектов у коллег не прошла отбор. Для примера, у нас в заявке OPEX мог составлять 120 тыс. рублей за 1 МВт, а кто-то подавал по максимуму – 140 тыс. Возможно, в ряде случаев это и позволило выиграть нашим проектам, а заявки конкурентов не прошли. Хотя, если бы они снизили OPEX в своей заявке, то, может быть, она была бы более конкурентной.

Третий инструмент для конкуренции – норма доходности. Как таковая строка «норма доходности» в заявке отсутствовала, мы указывали показатели CAPEX, OPEX и долю прибыли рынка «на сутки вперёд» (Крсв – генератор прогнозирует объём средств, которые будут собраны в период действия ДПМ на модернизацию через прибыль в рынке электроэнергии, эти средства вычитаются из суммы возврата через спецнадбавку к цене мощности – ред.). Но при разнесении цифр общую доходность мы, конечно, учитывали. Предположу, что часть заявок могла не пройти отбор из-за этого показателя: возможно, ТЭЦ не прошли ровно потому, что не давали скидок по доходности, так как не могут привлечь средства со ставкой существенно ниже 14% годовых.

– Как в секторе отреагировали на итоги конкурса?

– После подведения предварительных итогов отбора появилось много разговоров о том, что «Интер РАО» выиграло большую часть объёмов в результате неких преференций, включенных в условия отбора. На все подобные высказывания есть только один ответ – в отборе для «Интер РАО» нет и не может быть никаких преференций. «Интер РАО» победило за счёт экономической эффективности.

– Высказывались мнения, что сложившаяся на конкурсе низкая цена обусловлена тем, что подавляющее большинство работ и мероприятий по отобранным проектам модернизации сведено к выполнению ремонтных программ. Что вы об этом думаете?

– Не соглашусь с таким утверждением. Считаю, что в рамках первого отбора была именно модернизация. Капитальный ремонт от модернизации отличается тем, что в рамках капремонта осуществляется только продление паркового ресурса, а в рамках модернизации – улучшение/ изменение технико-экономических параметров. Соответственно, заявленные генераторами проекты ни в коей мере не могут считаться выполнением ремонтной программы. Так, из 30 прошедших отбор проектов семь предполагают комплексную замену турбин (полностью новая турбина); в девяти случаях речь идёт о комплексной замене генераторов (полностью новый генератор); семь проектов предполагают мероприятия по котлу, состоящие из четырёх обязательных работ (замена барабана, топочных экранов, пароперегревателей, перепускных трубопроводов). Эти работы являются полной заменой ключевых элементов котла, при этом более дешёвым вариантом модернизации, чем комплексная замена. Последняя предполагает также демонтаж старого и монтаж нового фундамента, замену корпуса котла – это очень дорогостоящие мероприятия, которые никак не влияют на производительность котла и необходимы только в случаях изменения типоразмеров блоков.

Один проект – это переход на ПГУ. В 16 из 30 проектов наблюдается увеличение установленной мощности (общий объём прироста более 280 МВт), по остальным проектам также меняются качественные характеристики оборудования, такие как увеличение паропроизводительности котлов и уменьшение удельного расхода топлива (по условиям конкурса данные показатели не публиковались). При этом никакой ремонт не сможет изменить установленную мощность или повысить паропроизводительность оборудования.

Кроме того, в ходе модернизации должно появиться оборудование, готовое как минимум 4% своей рентабельности на рынке электроэнергии отдавать потребителям (через Крсв). Соответственно, в результате модернизации появится все-таки более эффективное оборудование, чем после ремонта. Таких масштабных работ по обновлению отрасли не было давно. По данным «Системного оператора» с 2011-го по 2017 год было модернизировано около 3 ГВт мощностей. В рамках состоявшегося отбора и «доотбора» Правкомиссией 10,4 ГВт будут обновлены за три года (с 2022-го по 2024 год). И это еще без ожидаемого обновления мощностей неценовых зон. Причём глубина модернизации будет разной, вплоть до практически полной замены устаревшего оборудования.

4 июня 2019 в 10:30