Аналитика Газовые турбины против санкций

На последнем заседании президентской комиссии по развитию ТЭК Владимир Путин дал старт модернизации российских ТЭС. Минэнерго уточнило, что она может затронуть 41 ГВт мощностей. Фактически президент озвучил создание новой электроэнергетической промышленности, поскольку требования по локализации оборудования для модернизации ТЭС могут достигать 100%. Благодаря этому шагу в России должны значительно обновиться генерирующие мощности, а также увеличится роль газа при производстве тепла и электроэнергии.

Разговоры о том, что России необходимо возродить и вывести на новый мировой уровень промышленный комплекс по производству электроэнергетического оборудования, велись больше 10 лет. Затягивание решения проблемы объясняется множеством факторов, среди которых важна экономическая обоснованность, то есть наличие рынков сбыта для этого высокотехнологического оборудования. «Санкционный пинок», особенно скандал с поставками газовых турбин Siemens в Крым, в корне поменял подход к проблеме. Правительство и бизнес объединили усилия по созданию новых производственных мощностей и формированию стабильного спроса.

Итак, президентская комиссия по развитию ТЭК 27 августа одобрила разработку и запуск производства линейки российских газовых турбин мощностью 65 и 170 МВт попавшими под санкции США «Силовыми машинами». Для этого в 2019 г. компании в формате государственного софинансирования должно быть выделено 3 млрд руб. По словам вице-премьера Дмитрия Козака, проект «дорожной карты» импортозамещения производства газовых турбин решает «двуединую задачу» – поддержку подсанкционной компании и обеспечение технологической безопасности России.

Президент поставил задачу при модернизации ТЭС максимально использовать отечественное оборудование:

«Сегодня речь идет о строительстве ресурсосберегающих, экологичных станций, которые заменят устаревшие, ненадежные установки с низкими экологическими стандартами и экономической отдачей. Причем сделать это нужно с максимальной опорой на оборудование отечественного производства – вплоть до его стопроцентной локализации, если изначальным источником являются наши иностранные партнеры».

Министр энергетики Александр Новак, комментируя решение Владимира Путина, назвал его историческим решением и новым инвестиционным этапом основных фондов, которые имеют значительный износ. Все это свидетельствует, что российские власти всерьез намерены провести модернизацию отрасли, а поскольку турбины создаются газовые, это может значительно увеличить потребление голубого топлива. Возникает и очевидный вопрос: кто будет обеспечивать возврат инвестиций в обновление ТЭС?

Отметим, что на заседании президентской комиссии руководитель антимонопольной службы Игорь Артемьев выступил с предложением создать эталонный принцип формирования тарифов в ЖКХ и сетевом комплексе, ввести долгосрочные тарифы (на 5-10 лет), а также лишиться возможности поднимать тарифы для населения выше установленного уровня без согласования ФАС. Владимир Путин поручил правительству реализовать это предложение до 31 июля 2019 г.

«Сегодня в отдельных субъектах сложилась практика «продавливания» необоснованного роста тарифов. В итоге вырученные средства идут не на развитие региональной энергетики, а, соответственно, в карман конкретным лицам, близким к тем, кто принимает решения подобного рода. Есть предложение изменить эту ситуацию путем внедрения эталонного принципа формирования тарифов», – заявил президент РФ.

Можно предположить, что население будет защищено от дополнительных трат на модернизацию. Этого нельзя сказать о бизнесе: все тяготы по возврату инвестиций лягут на плечи коммерческих потребителей электроэнергии, что косвенно может отразиться на населении.

Не стоит забывать, что после реформирования РАО ЕЭС из-за активного роста тарифов для бизнеса в ряде регионов России именно электроэнергетика стала препятствием для развития среднего и малого бизнеса. Из-за повышения стоимости электроэнергии даже крупные компании, занимающиеся добычей углеводородного сырья, попробовали устроить «бунт на корабле», начав массово строить собственные генерирующие мощности.

В то же время санкции и проблема устаревшей тепловой генерации, 52% которой старше 30 лет, толкают правительство на решительные действия по обеспечению технологической независимости электроэнергетики. Отраслевые эксперты не имеют единой позиции по вопросу изменения баланса потребления различного углеводородного сырья ТЭС. Но они уверены, что, согласно схеме ДПМ (договор о предоставлении мощности), модернизация действительно ляжет на плечи коммерческих потребителей.

Эксперт Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев в интервью «НиК» отметил, что тарифы для населения должны расти наравне с инфляцией, поэтому финансироваться программа модернизации будет в основном за счет увеличения платы за мощность, переложенной на коммерческих потребителей.

«Большинство выделенных из РАО ЕЭС компаний оказалось успешными и работает эффективно. Но изначально говорилось о необходимости создания рыночной среды, которая означает, что инвестор, с одной стороны, может получить высокую прибыль, а с другой – потерять свои деньги. По итогам реформы РАО ЕЭС у нас есть очень большой набор механизмов, гарантирующих инвестору высокую доходность. Зачастую она выше, чем в некоторых отраслях добывающей промышленности. Пример того же ДПМ, когда инвестор строит новый энергоблок на АЭС или гидроэлектростанции, заключив соглашение с государством, и гарантированно получает возврат инвестиций. В любом случае инвестор оказывается независим от рыночной ситуации.

Предложенная схема опирается на такой же вариант – модернизация за счет потребителя, производитель обеспечивает работы и в дальнейшем получает возврат своих инвестиций. Это экономика регулируемой отрасли. И это глобальная проблема. Нет стимула для производителя самому модернизировать и становиться более эффективным. Поэтому в текущей конструкции постоянно увеличивается нагрузка на потребителей»,

– заявил эксперт.

Такое же мнение у руководителя направления «Электроэнергетика» Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Алексея Хохлова.

«Это станет дополнительной нагрузкой на всех потребителей за счет повышенного платежа за мощность (кроме населения, которое защищено)», – прокомментировал он.

Эксперты уверены, что добиться 100-процентной локализации будет сложно.

«Чем выше уровень локализации, тем лучше для российской экономики, но 100% достичь будет сложно – как в угольной генерации, так и в газовой»,

– считает Хохлов.

Кондратьев отметил, что вопрос в том, как будет осуществляться локализация.

«Если корректно считать импортные комплектующие, используемые в оборудовании отечественной сборки, услуги, оказываемые зарубежными компаниями, то процент импорта будет существенно выше. Россия может себе позволить 100% локализации, вопрос – насколько это будет эффективно: в дальнейшем эти мощности должны быть востребованы. Россия активно встраивается в глобальные производственные цепочки, но какой-то процент импортных деталей мы можем себе позволить», – указал эксперт.

Отвечая на вопрос, как изменится баланс потребления угля и газа ТЭС, Кондратьев сообщил, что в ближайшие годы будет происходить вытеснение угля.

«Это в первую очередь связано с Восточной газовой программой «Газпрома». Газ придет в Восточную Сибирь, он будет более активно использоваться на юге Дальнего Востока, где пока тепловая энергетика угольная. Доля газа вырастет и будет оставаться достаточно высокой в очень длительной перспективе»,

– считает эксперт. Уголь отчасти пойдет на экспорт, но предприятия, добывающие низкокалорийный и высокозольный уголь, могут оказаться на гране закрытия.

Хохлов, напротив, считает, что сложно предугадать наиболее перспективный вид энергосырья.

«Пока стратегическими документами в сфере планирования в энергетике (Генсхема, Схема и программа развития ЕЭС – СИПР) существенных изменений в структуре топливного баланса до 2035 г. не планируется (под модернизацией понимается замена старого оборудования на аналогичное новое без смены топлива). Все будет зависеть от динамики цен на газ и уголь, что в свою очередь будет влиять на решения генерирующих компаний по оптимизации генерирующих мощностей», – пояснил он.

Касаясь темы развития возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в РФ, эксперт Института энергетики и финансов сообщил, что в России уже несколько лет происходит отбор проектов в области возобновляемой генерации.

«Достаточно высок уровень отбора квот по солнечной и ветряной генерации. Вводятся солнечные электростанции небольшой мощности (10-30 МВт) в Поволжье, на юге России, в центральных регионах. Скорее всего, процесс будет набирать обороты, хотя все будет зависеть от того, сохранит ли государство льготы для ВИЭ-проектов или же будет ориентироваться на рыночный механизм», – рассказал Кондратьев.

По его мнению, в гидрогенерации реализации крупных проектов ожидать не стоит.

«Эти проекты очень дорогостоящие. С другой стороны, присутствует хорошее освоение гидропотенциала в центральных регионах в Восточной Сибири. На Дальнем Востоке до кризиса 2008 г. существовали грандиозные планы освоения гидропотенциала – Южно-Якутский гидроэнергетический комплекс, несколько других проектов. По факту заканчиваются работы только по Нижне-Бурейской ГЭС, это единственный значимый проект на ближайшие годы. В области малых ГЭС идет процесс восстановления микрогидроэлектростанций. Но я не думаю, что таких проектов будет много, они будут играть значимую роль на уровне отдельных регионов», – заметил эксперт.

Руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» сообщил, что в поручении президента от декабря 2017 г. также упоминались ВИЭ, атомная энергетика и электростанции на основе утилизации ТБО (твердые бытовые отходы – прим. «НиК»). Вводы новых ГЭС, согласно СИПР 2018 г., на период до 2024 г. прогнозируются Минэнерго на уровне в 8 раз меньшем, чем суммарные вводы солнечных и ветряных электростанций (0,46 ГВт против 3,77 ГВт).