Новая программа модернизации, предлагаемая Минэнерго, коснется теплоэлектростанций. В процессе обсуждения ее уже успели назвать ДПМ-2, но в энергетическом ведомстве настаивают: речь идет о модернизации существующих мощностей, а не строительстве новых, и это принципиальное различие выше, чем возможное сходство механизмов.

По оценкам главы министерства Александра Новака, в модернизации нуждается порядка 130 гигаватт мощностей тепловой генерации (всего в энергосистеме страны более 230 гигаватт мощностей).

— Парковый ресурс этих 130 гигаватт будет исчерпан до 2035 года, — заявил министр на совещании с участием президента. — Такой большой объем обусловлен тем, что практически не было вводов в девяностые, в двухтысячные годы, и нам надо модернизировать и заменить почти 60 процентов установленной мощности генерации менее, чем за два десятка лет.

В новую программу войдут не все объекты. Она рассчитана до 2030 года, и модернизацию должны пройти порядка 40 гигаватт мощностей — меньше половины от того, что требуется. На это, по расчетам министерства, понадобится полтора триллиона руб­лей. Откуда возьмутся деньги? От программы ДПМ (договор поставки мощности), которая должна завершиться в ближайший год. За десять лет ее существования в строительство новых энергообъектов мощностью 27,7 гигаватт было инвестировано 1,3 триллиона руб­лей.

— Проекты ДПМ сейчас в основном завершены, оставшиеся подходят к завершению, — отметил Новак. — Величина высвобождаемых средств с 2021 года будет составлять порядка 130–250 миллиардов руб­лей в год. Это позволит произвести глубокую модернизацию. За весь период с 2020 года по 2030 год объем высвобождаемых средств составит примерно 1,5 триллиона руб­лей, и он покрывает необходимость в инвестициях на модернизацию порядка 40 гигаватт установленной мощности на период до 2030 года. Мы сможем примерно в течение десяти лет модернизировать от трех до четырех гигаватт мощностей.

 

Две дороги, два пути

 

Механизм возврата инвестиций предлагается позаимствовать из программы ДПМ, где инвесторам гарантировался возврат вложенных средств в течение 15 лет с базовой доходностью 14%. Срок окупаемости по программе модернизации составит 15–20 лет с привязкой к доходности по облигациям федерального займа. Кроме того, в программе предусматриваются штрафы за несвоевременное или неполное исполнение обязательств. Также будут определены типовые технические решения и эталонная стоимость проводимых работ. Проекты будут отбираться по конкурсу.

Принципиально важное и новое условие — локализация оборудования. Деньги, направляемые на модернизацию, должны развивать российскую промышленность. При этом если кто-то из мировых производителей решит перенести производство энергооборудования в Россию, такой шаг будут только приветствовать. В принципе, уже сейчас газовые турбины Siemens и GE производятся в нашей стране, о локализации оборудования для электростанций на основе возобновляемых источников энергии уже думают датская Vestas, немецко-испанское предприятие Siemens Gamesa и голландская Lagerway.

Вторая идея Минэнерго — продлить сроки конкурентного отбора мощности, который определяет цены на действующие мощности, с четырех до шести лет, а также изменить ценовой коридор. По мнению Александра Новака, это позволит продлить срок эксплуатации порядка 100 гигаватт мощностей и вернуться к вопросу их модернизации в 2030 году.

 

Потребитель устал платить

 

Каким путем пойдет Минэнерго, очевидно, станет понятно к весне следующего года. Александр Новак уверил президента России Владимира Путина, что будет соблюдено главное условие: нагрузка на потребителей и платежи не должны вырасти. Или, по крайней мере, они будут расти не выше инфляции.

Первыми критиками новых идей Минэнерго выступили крупнейшие потребители электроэнергии — металлургические предприятия. Ведь по сути инвестиции в ДПМ возвращаются из повышенной платы потребителей за ресурс. По оценкам директора по электроэнергетике VYGON Consulting Алексея Жихарева, триллион, вложенный в текущую программу ДПМ, обойдется потребителям в конечном счете в 2,8 триллиона руб­лей.

— Именно платежи по этим договорам в 2017 году стали одной из причин быстрого роста цен на оптовом рынке электроэнергии — на 11%, — пишет он.

Алюминиевая ассоциация России и «Русская сталь» (объединение предприятий черной металлургии и трубопроката) уже обратились с просьбой исключить возможность финансирования модернизации за счет механизма ДПМ. Металлурги считают, что выручка генерирующих компаний, выросшая за счет ввода новых мощностей, позволяет им инвестировать в модернизацию самостоятельно, и напоминают, что по прогнозам, в ближайшие пять лет будет сохраняться профицит мощности. Следовательно, конкурсы на проекты в рамках программы модернизации следует объявлять не ранее, чем за пять лет до прогнозируемого дефицита, и доработать механизмы вывода избыточной генерации.

Ранее на механизм ДПМ с жесткой критикой обрушился заместитель ФАС Анатолий Голомолзин. Он заявил, что это самый неэффективный способ формирования цен на электроэнергию.

 

Ростки «зеленой» энергетики

 

Кроме пути модернизации теплоэлектростанций министерству предстоит решить и судьбу программы господдержки «зеленой» энергетики, на чем настаивает «Роснано». В Минэнерго, однако, придерживаются позиции, что потребности в строительстве дополнительных 20 гигаватт ВИЭ в ближайшие годы нет. На этот объем мощности просто нет потребителя.

— Сегодня такой потребности в рамках нашего топливно-энергетического баланса по возобновляемым источникам энергии нет, у нас не будет такого объема потребления, — заявил первый заместитель министра энергетики Алексей Текслер. — Нельзя говорить и о дополнительном выводе тепловых электростанций, потому что у нас страна северная, и они производят не только электроэнергию, но и тепловую энергию.

Обсуждать меры поддержки «зеленой» энергетики имеет смысл после того, как появятся потребители, считают в министерстве. Тем более что сейчас поддержку возобновляемых источников энергии из своего кармана оплачивает потребитель.

В энергостратегии страны до 2035 года, подготовленной ведомством, отмечается, что возобновляемых источников энергии после 2024 года должно осуществляться в конкурентных условиях, а меры поддержки должны быть направлены, в первую очередь, на стимулирование роста эффективности самих ВИЭ и быстрое достижение ими сетевого паритета с традиционной генерацией. А сетевой паритет наступит тогда, когда стоимость «зеленой» энергии сравняется со стоимостью традиционных источников — например, газовых электростанций. Существующей программы поддержки должно хватить на то, чтобы до 2024 года компании, развивающие возобновляемые источники энергии, создали производственную базу для генерирующего и вспомогательного оборудования.

 

ВИЭ не сдаются

 

Отчасти такое отношение к «зеленой» энергетике в нашей стране — следствие программы ДПМ, которая была направлена на развитие традиционных источников энергии, и в результате ее выполнения сформировался профицит мощности. Отчасти — структура энергобаланса России: до 80% электроэнергии в стране производится на безуглеродных или низкоуглеродных источниках — атомных, гидро— и газовых электростанциях. И генераторы продолжают заниматься повышением их эффективности. Так, например, «ЕвроСибЭнерго», управляющая Братской, Усть-Илимской, Красноярской и Иркутской ГЭС, планирует инвестировать в модернизацию ГЭС по 12 миллиардов руб­лей в ближайшие четыре года.

— За счет модернизации к 2021 году они будут производить на 1,7 миллиардов киловатт/часов в год больше, пропуская через турбины тот же объем воды, — говорит директор по связям с общественностью «ЕвроСибЭнерго» Андрей Петрушинин. — Энергия ГЭС сможет частично заместить энергию угольных станций в энергобалансе Сибири: это позволит экономить около 900 тысяч тонн угля и сократит выбросы парниковых газов более чем на два миллиона тонн в год, что благоприятно отразится на экологической обстановке.

Кроме того, компания продолжит инвестировать в новые научные разработки и технологии «зеленой» энергетики: Абаканская СЭС, построенная в 2016 году, наполовину оснащена оборудованием, произведенным в России. И «ЕвроСибЭнерго» видит в этом потенциал для развития.

— Инвестируем, в том числе, в новые типы солнечных панелей на базе перовскита и системы накопления энергии, — уточняет Петрушинин.

 

Неласковые сети

 

В отличие от генерации, куда, несмотря на все странности программы ДПМ и недовольство потребителей, деньги все же пришли, сетевое хозяйство вниманием инвесторов похвастаться не может. По некоторым оценкам, изношенность распределительных сетей в стране доходит до 70%. А основные средства направляются не на реконструкцию или капремонт, а новое строительство. Плохое состояние сетей и сетевого оборудования — это и угроза надежности электроснабжения, и рост потерь, а значит, и снижение эффективности отрасли.

Сейчас в сетевом хозяйстве действует тарифный принцип «затраты плюс», а сам тариф утверждается на год. При этом последнее слово в формировании тарифа — за регио­нальными властями, которые связаны определенными социальными обязательствами. В ситуации, когда повышение качества сетевого оборудования и затрат на его обслуживание автоматически снижает тариф уже на следующий год, не позволяя вернуть вложенные деньги, привлечь инвестора довольно трудно. Если Россети и ФСК ЕЭС, владеющие высоковольтными магистральными сетями, имеют возможность вести масштабные инвестпрограммы, регио­нальные сетевые организации находятся в более сложной ситуации. Зачастую главным источником вложений в сетевое хозяйство являлся бюджет субъекта федерации, но это вряд ли можно назвать инвестициями.

Новая идея сетевого рынка — переход на долгосрочные тарифы, который позволит выстраивать отношения с потребителями и инвесторами на более интересных условиях. Соответствующий законопроект Минэнерго уже направило на согласование в правительство. Не исключено, что документ будет внесен в Госдуму уже во время весенней сессии. По крайней мере, в ведомстве на это очень рассчитывают.

Первой территорией, где они могут быть утверждены, вероятнее всего, станет Дальний Восток, в развитие которого в последние годы вкладывается много средств. По мнению экспертов, принцип «затраты плюс» тормозит реализацию инвестпроектов в области освоения природных ресурсов Дальнего Востока. Минэнерго предлагает ввести пятилетние тарифы в изолированных энергосистемах, это Камчатка, Сахалин, Магаданская область и часть Якутии.

Для неизолированных энергосистем пока идея регулирования выглядит следующим образом: переход от модели «затраты плюс» к модели «инфляция минус 0,1%» и развивать ее в том ключе, чтобы компания была мотивирована снижать издержки и оставлять всю реальную экономию себе.

— Правительство уже выпустило ряд распоряжений, одно из которых в отношении сетевого комплекса оставляет всю сложившуюся экономию (за счет реальной экономии, которая будет получена компанией) в распоряжении самой компании, — заявил на совещании с президентом России глава ФАС Игорь Артемьев. — И она может ее расходовать на инвестиции, может на дивиденды, на что угодно. Кроме того, мы понимаем, что энергетикам нужна долгосрочная стабильность, что опять же низкая инфляция позволяет сегодня прогнозировать. И если говорить, например, о целом ряде других естественных монополий, то мы всерьез уже думаем, что готовы к установлению прогноза десятилетних тарифов.

 

 

Затраты — минус

 

2,5 триллиона руб­лей позволит привлечь в тепловую энергетику новая модель регулирования отрасли, такие данные приводит Минстрой России. Ежегодно, по оценкам экспертов, теплогенерации и сетевому хозяйству требуется не менее 200 миллиардов руб­лей вложений. Но пока рынок существует по модели «затраты плюс» и регулируется регио­нальными властями, привлекательность его для инвесторов, мягко говоря, неочевидна.

Вместе с тем, средний возраст оборудования на тепловых станциях России составляет порядка 30 лет, при этом больше половины — старше 30 лет. Износ тепловых сетей в ряде регионов достигает 100%. Если учесть, что тепло в России, особенно в Сибири — это социальная задача, а стоимость отопления в платежных квитанциях достигает половины суммы платежа за жилищно-коммунальные услуги, можно понять, почему любые тарифные движения так болезненны для регио­нальных властей. Даже если они абсолютно законны и обоснованы. Самая, наверное, показательная в этом отношении история — попытка новосибирской теплоснабжающей компании «Сибэко» повысить тариф на 15%, чтобы иметь возможность модернизировать теплосети. Несмотря на то, что были соблюдены все требования закона, что признали и ФАС, и Минэнерго, после протестных выступлений общественников губернатор области повышение тарифа отменил. Надо сказать, и тариф на следующий, 2018, год утвержден без учета необходимых инвестиций, только с поправкой на коэффициент инфляции.

Возможно, с точки зрения «возмущенной общественности» проблема решена. Но профессионалы рынка понимают, что она просто отложена на 2019 год. Физическое состояние теплосетей не зависит от политических механизмов, поэтому рано или поздно решать проблему придется, и сделать это получится только через повышение тарифа — вне зависимости от того, какой механизм регулирования рынка будет применяться в Новосибирской области.

 

Альтернатива для котельной

 

С 1 января 2018 года вступает в силу закон об альтернативной котельной — это расчет предельной стоимости гигакалории, при которой потребителю становится выгодно строительство собственной тепловой мощности.

— Фактически это маячок для монополий: не зарывайся, — объясняет одна из инициаторов и разработчиков закона директор по тарифообразованию Сибирской генерирующей компании Екатерина Косогова.

Главное отличие нового принципа тарифного регулирования — это установление долгосрочного тарифа и гарантия возврата инвестиций. Еще до принятия закона СГК начала проект, как говорят в компании, по спасению Рубцовска. Не углубляясь в подробности, суть его следующая: аварийная Рубцовская ТЭЦ замещается Южной котельной, на которой увеличивается тепловая мощность и устанавливается турбина. Кроме прочего, СГК проводит капремонт теплосетей и строит перемычки между двумя контурами отопления. Цена вопроса — два миллиарда руб­лей, срок окупаемости проекта в городе с населением в 140 тысяч человек оценивается в 12 лет.

Глава компании Михаил Кузнецов неоднократно объяснял, что это пилотный проект, который призван показать, в том числе, и эффективность механизма альтернативной котельной. Власти края и города согласились с увеличением тарифа и установкой его на длительный срок. В результате жители Рубцовска с июля платят на 25% больше: 1 638 руб­лей место 1 310.

Как уверяют в СГК, далеко не всегда метод альтернативной котельной означает автоматическое повышение тарифа: это зависит от степени износа инфраструктуры. И чем раньше начать ее модернизацию, тем лучше будет результат.

 

Вложения в экологию

 

В прежней ценовой модели генераторы на тепле, как минимум, не зарабатывали, как максимум, производство тепловой энергии оказывалось для них убыточным. И собственная эффективность «рубила» экономику компании.

— «Иркутскэнерго» поставляет тепло, выработанное нашими ТЭЦ, по самой низкой из цен, которые действуют в России, это хорошо для потребителя, но не очень хорошо для нас, — рассуждает генеральный директор «Иркутскэнерго» Олег Причко. — Тарифы до недавнего времени пересматривались исключительно методом индексации: на всю страну задается единый предельный уровень, повышающий коэффициент, который измеряется в процентах. Учитывая, что у нас самый низкий тариф, а в соседних регионах она в два раза выше, получается, что мы в абсолютном выражении получаем в два раза меньший ежегодный прирост, меньший финансовый ресурс для поддержания надежности тепловой генерации и тепловых сетей и модернизацию. Если бы тарифная политика учитывала специфику регионов, специфику затрат и конкретную ситуацию, то, думаю, значительную часть наших больших планов в области тепловой энергетики можно было бы реализовать за счет дополнительного источника. Метод «альтернативной котельной» — это и есть комплексный подход к ценообразованию с учетом местной специфики. Это ценовая планка, которая демонстрирует обеим сторонам, что может быть, если обеспечивать теплоснабжение будет не действующий поставщик, а другой источник. Если мы будем стремиться к образованию цены равной или, что еще рискованнее, большей, чем цена «альтернативной котельной», то должны отдавать себе отчет, что все до единого потребители уйдут к другому поставщику. Наши потребители, в свою очередь, прекрасно понимают, что чем больше разрыв между ценой «альтернативной котельной» и той стоимостью тепла, которую мы предлагаем, тем меньше будет у нас возможностей для ускоренной модернизации, для использования новейших достижений техники в области теплоэнергетики.

Теплогенераторы апеллируют к тому, что новый способ регулирования тарифов позволит им направлять больше денег не только непосредственно на модернизацию оборудования, но и комплекс природоохранных мероприятий: установка более новых электрофильтров, рекультивация золоотвалов и многое другое. А это — и другое качество жизни, и выполнение Парижских климатических соглашений.

Главное, что сдерживает распространение метода альтернативной котельной, — это заявительный порядок. Регион, муниципалитет и теплогенератор должны договориться между собой и выступить единым фронтом — подать заявку на участие в программе. Дальше — разработка инвестпрограммы, обсуждение и утверждение долгосрочного тарифа. Пока в перечне пилотных регионов — только три муниципалитета. И, по большому счету, внедрение методики по-прежнему зависит от политической воли. Примеры Рубцовска, Новосибирска и других городов довольно ясно показывают: рано или поздно власти придется решать, что хуже: коммунальная катастрофа из-за хронического недофинансирования или повышение тарифов, которое неизбежно при любой модели регулирования рынка тепла, если все время откладывать решение на «после выборов».