ТОП 10 лучших статей российской прессы за
Фев. 20, 2020

Нельзя не упомянуть о том, что перерасчет российских тарифов из рублей в доллары и Минэнерго, и аналитики ассоциации проводили по текущему обменному курсу рубля. Но сравнения по текущему курсу имеют смысл, строго говоря, лишь для производителей международно торгуемых товаров, которые вступают в конкуренцию друг с другом на глобальном, да и на российском рынке. Для всех прочих хозяйственных игроков правильнее сопоставлять стоимость такого важнейшего входящего ресурса, как электроэнергия, в расчете не по текущему курсу, а по паритету покупательной способности рубля. Учитывая, что в расчете по ППС рубль тяжелее относительно доллара почти в два с половиной раза, чем в расчете по номинальному курсу, то выходит, что сравнительное бремя энергозатрат для отечественных производителей значительно выше, чем в США.

«Внутренние [промышленные] потребители платят в два-три раза больше, чем в упомянутых странах, и это при дешевом газе и построенной в СССР энергосистеме», — констатирует Валерий Семикашев, заведующий лабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН.

Вопиющая дороговизна электричества в стране — нетто-экспортере энергоресурсов не может не шокировать. Что это значит для экономического роста и конкурентоспособности нашей промышленности на внешних, да и на внутреннем рынке, долго объяснять нет надобности.

Впрочем, это не новость и не секрет для специалистов. На существенно более высокую, чем в ЕС, стоимость электроэнергии для российской промышленности указывал, в частности, еще семь лет назад на страницах нашего журнала Булат Нигматуллин, заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) — см. «Не гоните народ на баррикады», № 16 за 2013 год.

Будем честны: это только часть правды. Другая ее часть состоит в том, что некорректно рассматривать и сравнивать с зарубежными аналогами уровень тарифов только для промышленных потребителей. Второй крупный класс потребителей — домохозяйства — платит за киловатт-час существенно, в среднем в 1,3–1,5 раза меньше, чем промышленные предприятия и в два-три раза меньше, нежели малый и средний бизнес. Таким образом, индустрия обеспечивает поддержание субсидированных тарифов для населения. Правда, если мы пересчитаем средний тариф для нашего населения в доллары не по текущему курсу, а по все тому же ППС, то выйдем на уровень 12–14 центов за киловатт-час, что вполне сопоставимо с американским уровнем розничных тарифов.

В США, кстати говоря, ровно обратная ситуация — бремя энерготарифов для рядовых американцев почти вдвое выше, чем для промышленных компаний. И в этом больше чисто экономической логики. Чем ниже класс напряжения у потребителя, тем больший путь проходит электричество, тем больше его теряется, а значит, тем более высокий должен быть у него тариф. Металлургический завод за каждый киловатт-час электроэнергии, по идее, должен платить меньше, нежели средний бизнес. А розничные потребители — домохозяйства — имеют самый высокий тариф.

Избавиться в одночасье от перекрестного субсидирования невозможно. Прежде всего по социальным мотивам. Население, кошельки которого изрядно похудели за последние шесть лет кризиса и стагнации, точно не поймет подобной инициативы.

Переломить тренд на удорожание энергии не сумели ни масштабный ввод новых энергогенерирующих мощностей в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ, его мы обсудим ниже), ни бухгалтерский эффект сильной девальвации рубля 2014–2015 годов. Его хватило лишь на три года, а в прошлом году российское электричество вновь побило по стоимости для индустрии американское в расчете даже по текущему курсу (см. график 1).

Высокая стоимость электричества в России — устойчивый многофакторный феномен, плохое равновесие, как любят говорить экономисты, свидетельствующий о глубоких структурных проблемах в отрасли и о слабом действии либо, как мы покажем ниже, даже полном отсутствии в ряде сегментов отрасли рыночных механизмов.

В январе 2019 года правительство утвердило программу модернизации объектов электрогенерации до 2031 года (в отрасли ее окрестили ДПМ-2). В рамках программы предполагается модернизация имеющихся в стране старых тепловых генерирующих мощностей в объеме до 41 ГВт. Это почти четверть всех ныне имеющихся в стране мощностей тепловой генерации (см. график 2), притом что тепловая генерация в принципе формирует основу энергосистемы страны (см. график 3).

«Это позволит существенно продлить срок эксплуатации тепловых электростанций, не допустить вывода из эксплуатации востребованных мощностей и, как следствие, предотвратить формирование дефицита генерирующих мощностей в энергосистеме России», — уточнили в пресс-службе Минэнерго России.

Казалось бы, мы стоим на пороге нового масштабного инвестиционного рывка в отечественной электроэнергетике. И уж он-то точно приведет к снижению цен — в конце концов, обновленные генерирующие мощности в теории должны работать эффективнее, потреблять меньше топлива и т. д. Но вынуждены огорчить читателей: ничего этого не случится. Главными бенефициарами программы, как и первой ДПМ, станут сами энергетики, получив на пятнадцать лет вперед гарантированный денежный поток от потребителей. Хуже того, непродуманный дизайн программы ДПМ-2 приведет к консервации в отрасли на ближайшие полтора-два десятилетия технологических решений полувековой давности. А значит, ни о каком кардинальном удешевлении электричества можно даже не мечтать.

Несостоявшийся «Крест Чубайса»

Первая попытка совершить рывок в развитии отечественной энергетики в постсоветский период была предпринята в середине прошлого десятилетия. На фоне бумирующей после погрома 1990-х отечественной экономики при явной недоинвестированности энергетической инфраструктуры страны на протяжении многих лет возникло опасение, что Россия уже к концу десятилетия столкнется с дефицитом электрогенерирующих мощностей. Активно демонстрируемый всюду председателем правления РАО «ЕЭС России» Анатолием Чубайсом график двух стремящихся к пересечению линий (снижающегося объема выработки и стремительно растущего потребления электроэнергии в России) с чьей-то легкой руки получил прозвище «крест Чубайса». Самым убедительным аргументом в пользу реальности этого риска стала крупная авария на подстанции Чагино в Москве в 2005 году, приведшая к веерным отключениям электричества, совершенно рутинным для большой России (в Приморье и на Сахалине графики отключений на неделю вперед печатались в местных газетах рядом с телепрограммой), но беспрецедентным в столице (подробнее об инциденте см. «Энергетика движется шагами — от аварии к аварии», «Эксперт» № 22 за 2005 год).

В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в новейшей истории России 4,6%. И именно эта цифра была экстраполирована на следующие 15 лет в рамках базового варианта прогноза Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (утратила силу в 2017 году в связи с принятием более актуальной Генсхемы до 2035 года). И под эти параметры была запущена программа так называемых договоров на предоставление мощности.

Авторы программы ДПМ считают ее суперуспешной. По их мнению, она мобилизовала несколько триллионов рублей частных инвестиций в новую генерацию и подтвердила верность основных принципов реформы РАО ЕЭС на рыночных принципах. Однако более внимательный анализ механизма ДПМ позволяет заключить, что к рыночным принципам инвестирования она не имела никакого отношения. Была придумана бизнес-модель, избавившая генерирующие компании от рыночных рисков. В рамках десятилетних договоров на предоставление мощности возврат инвестиций с фиксированной нормой доходности по невероятной для инфраструктурной отрасли ставке 14% годовых обеспечивался включением в тариф специальной надбавки. Таким образом, программу ДПМ в принудительном порядке оплатили промышленные потребители.

За 2012–2018 годы было введено в эксплуатацию 130 генерирующих блоков суммарной мощностью около 30 ГВт (из 37 ГВт суммарных вводов ТЭС в этот период). Одновременно было выведено из эксплуатации 13,9 ГВт старых генерирующих мощностей. В результате порядка 15% всей установленной электрической мощности страны было обновлено (см. график 4). Обошлось это удовольствие промышленным потребителям в кругленькую сумму — порядка четырех триллионов рублей. Хорошо заработали и крупнейшие банки, с удовольствием прокредитовавшие инвестпрограммы генерирующих компаний, имевших гарантированный денежный поток.

«Схема ДПМ гарантирует выплату инвестированных средств с учетом доходности, что создает значительную нагрузку на потребителей. Тем не менее программа ДПМ-1 была важным, но не единственным фактором роста цен на электроэнергию, — замечает Алексей Хохлов, руководитель направления “Электроэнергетика” Центра энергетики МШУ “Сколково”. — Инвестиционная программа сетевого комплекса (как в части магистральных сетей высокого напряжения, так и в части распределительного сетевого комплекса) внесла существенный вклад в конечную цену. В этот период также росли цены на топливо и прочие эксплуатационные затраты, что находило отражение в растущих тарифах. Кроме того, говоря про ДПМ, не надо забывать, что по этой схеме сооружались не только тепловые блоки (газ и уголь), но и новые АЭС и ГЭС, а в конце десятилетия к ним начали прибавляться еще и ВИЭ».

Да и не жалко было бы денег для расшивки инфраструктурных ограничений экономического роста. Но прогноз продолжения бешеного роста энергопотребления оказался несостоятельным. Уже в 2014 году, на старте наших геополитических приключений и санкционных войн, факт энергопотребления в стране разошелся с прогнозом более чем на 30%. Базовый вариант прогноза на 2020 год превосходит фактический объем потребления электроэнергии в 2019 году на 60% (см. график 5). В силу действия разных факторов, от резкого замедления экономического роста в стране до повышения внимания к энергоэффективности, реальный прирост потребления электроэнергии оказался значительно ниже, чем ожидалось на старте программы. В результате в отрасли образовался существенный «навес» избыточных генерирующих мощностей.

«По нашим оценкам, примерно треть сооруженных по ДПМ блоков построены не там, где нужно; еще треть — не то, что нужно, а оставшаяся треть зачастую работает в неэффективных режимах, что вызывает перерасход топлива, — сетует известный эксперт в области теплоэнергетики, заведующий лабораторией энергосбережения МЭИ Евгений Гашо. — Новые блоки за редчайшим исключением согласовывались со схемами теплоснабжения. Например, суперновые китайские парогазовые установки на Троицкой ГРЭС в Челябинской области построены вообще без теплофикации, и теперь правительство региона строит рядом с этой ГРЭС котельную для отопления двух десятков тысяч жителей».

Примеры вопиющей бесхозяйственности можно продолжать. Так, в конденсационном режиме работает построенная финской Fortum в ХМАО Няганская ТЭЦ. Станция мощностью 1361 МВт обошлась более чем в 60 млрд рублей (в ценах 2013 года). Вместо поставок тепла в дома сибиряков две 80-метровые градирни отапливают тайгу, а суммарный КПД станции составляет 58% (подробности см. «В тайге стало светло», «Эксперт» № 39 за 2013 год). Для России этот КПД высок, а электричество со станции востребовано, но, если бы власти Нягани договорились с Fortum, загрузка станции могла быть еще выше, а тепло для жителей — дешевле.

Почему так произошло? Сказался некомплексный подход к размещению объектов новой генерации. «Ослаблена система прогнозирования и энергетического планирования, — поясняет Евгений Гашо. — Станции зачастую построены без привязки к реальным потребностям. Вопрос упирается в согласование схем энергоснабжения, но схемы — это другое мышление, которое отбили и которое предполагает учет разных интересов. Второй этап — это уже увязка тепловых и электрических схем. Из региональных и макрорегиональных балансов будет видно оптимальную структуру по всей стране на перспективу — сколько АЭС, сколько газотурбинных установок, парогазовых установок следует строить и как загружать, а где и сколько предпочтительнее закрыть локальной распределенной генерацией».

Сами энергетики, участвовавшие в программе, предсказуемо приводят аргументы в ее пользу. Так, «Газпром Энергохолдинг» сообщает, что за 2008–2018 годы ввод новых генерирующих мощностей параллельно с выводом старых и со сменой технологии (переходом от паросиловых установок к парогазовым) позволил снизить удельное потребление топлива вдвое, с 500 до 250 граммов на киловатт-час. Однако если рассчитать за аналогичный период показатель топливной эффективности генерации в целом по России, то снижение будет существенно более скромным, а итоговый показатель — существенно выше, с 338 до 314 граммов условного топлива на киловатт-час.

В любом случае программа ДПМ не решила кардинально проблему накопления в единой энергосистеме старого, физически и морально устаревшего оборудования. Как указывают в Совете производителей энергии (ведущая отраслевая ассоциация в России), объем мощностей старше 40 лет (то есть с исчерпанным ресурсом) уже в 2018 году превысил 60 ГВт. К 2025 году при сценарии «ничего не делать» этот показатель вырастет до 85 ГВт, то есть до половины всей ныне имеющейся тепловой генерации в стране.

Эти мощности надо замещать или модернизировать, а на срок модернизации выводить из эксплуатации. В нормальных условиях был бы риск возникновения некоторого дефицита на рынке электроэнергии. Однако значительный избыток мощностей, появившийся в результате реализации программы ДПМ, создал временное окно возможностей, для того чтобы использовать этот профицит как резерв для временного вывода старых генерирующих мощностей из эксплуатации на модернизацию, не стесняя при этом потребителей электроэнергии.

Такова официальная мотивировка запуска новой программы ДПМ. Есть еще и неофициальная. Злые языки утверждают, что программу ДПМ-2 пролоббировали энергетики, ощутившие всю прелесть бизнес-модели с гарантированной доходностью за счет добровольно-принудительных платежей потребителей.

В Минэнерго поясняют, что в рамках отбора по программе ДПМ-2 одним из условий допуска к проведению отбора является показатель востребованности оборудования не менее 40% (за предыдущие два года до года проведения отбора), что позволяет модернизировать только востребованное оборудование. А при расчете показателя эффективности, на основании которого определяются победители, используется фактический коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электростанции за последние два года. При этом, если фактический КИУМ ниже 60%, то в расчете заложен механизм стимулирования собственника электростанции к ее эксплуатации после модернизации с большим КИУМ, в противном случае он не окупит вложенные инвестиции.

Синекура-2

Первый отбор проектов в рамках программы ДПМ-2 на 10,4 ГВт, со сроками ввода модернизированных мощностей в 2022-2024 годах, был проведен весной прошлого года. Еще чуть более 4 ГВт тепловых мощностей было отобрано прошлой осенью со сроками ввода в 2025 году. Это те мощности, по которым уже есть какая-то конкретика: где, кто, что, когда и почем.

Отбор проводится среди поданных компаниями заявок силами Системного оператора Единой энергетической системы. Основным критерием отбора выступает одноставочная цена, но также принимаются во внимание востребованность энергии этой станции, возраст оборудования. Как следует из идеологии программы, какой-то дополнительный объем мощности, сверх отобранного Системным оператором, может быть также включен в программу межведомственной правительственной комиссией.

«Заключить ДПМ-2 имеет право только победитель конкурентного отбора проектов модернизации, где критерием отбора является показатель эффективности проектов (аналог одноставочной цены), который позволяет отбирать проекты с наименьшими затратами для потребителей, — поясняют в Минэнерго. — Кроме того, прийти на отбор могут только тепловые электростанции, соответствующие входным параметрам, в том числе по сроку эксплуатации, по востребованности. Модель отбора ДПМ-2 также содержит дополнительные ограничения по предельным уровням капитальных затрат и жесткие требования по уровню локализации оборудования».

Конкурс проводился между проектами первой (Центр и Урал) и второй (Сибирь) ценовыми зонами в соотношении 80% на 20% соответственно.

В перечень объектов генерации, прошедших конкурсный отбор на первом этапе, вошли 30 проектов. Главным выгодоприобретателем стала компания «Интер РАО» — более 60% отобранных мощностей. Масштабные объемы задействованных в программе объектов реконструкции генерирующих мощностей получили также «Юнипро» (19%) и «Газпром энергохолдинг» (8%) — см. график 6.

Большинство тех, кто прошел конкурсный отбор (55,5%), будут модернизировать турбины ТЭС, 27% займутся заменой котлового оборудования, 17,5% планируют обновить и турбины, и котлы.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по старой ДПМ), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые платежи по ДПМ.

Норма доходности, согласно последней модификации программы, составляет 12% и привязана к 7,5% доходности облигаций федерального займа (ОФЗ) с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходности 10–15-летних госбумаг выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доходности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.

Итак, ведущие генерирующие компании страны обеспечили себе на 15 лет вперед гарантированный денежный поток с отличной доходностью ради, казалось бы, благого дела — модернизации отрасли. Но если присмотреться к проектам внимательнее, ни о какой серьезной технологической модернизации речи не идет. Корректнее это было назвать масштабными капитальными ремонтами на базе старых технологий.

«Программа ДПМ-2 фактически является квазирыночным механизмом относительно недорогого и неглубокого обновления старых электростанций с точечной заменой отдельных элементов основного оборудования, при этом технологический уклад сохраняется до 2030–2050 х годов таким же, с которым эти станции создавались в середине прошлого века, — говорит Юрий Мельников, старший аналитик по электроэнергетике Центра энергетики МШУ “Сколково”. — В рамках альтернативной стратегии модернизации энергетики, очевидно, нужна была корректировка рыночной модели с устранением накопившихся диспропорций, направленная на допуск возможно широкого круга вариантов развития энергосистемы на основе всего спектра доступных сегодня технологий и бизнес-моделей».

«Многие из заявленных генераторами мероприятий обойдутся в пять-семь тысяч рублей за киловатт и все равно были бы осуществлены без специальных договоров на предоставление мощности, — считает Николай Посыпанко, руководитель направления регулирования энергорынков VYGON Consulting. — Отчасти положение спасает правительственная комиссия, где удалось, пусть и в качестве экспериментальных, утвердить отдельные проекты перевода ТЭС на парогазовый цикл — с применением газовых турбин большой мощности, частично локализованных в России».

В ИПЕМ в принципе сомневаются в целесообразности программы, подобной ДПМ-2 в ее нынешней конфигурации.

«Реализация программы не приведет к существенному росту нагрузки на потребителей на рынке мощности, — рассказывает эксперт-аналитик ИПЕМ Алексей Фаддеев. — Стоимость мероприятий по модернизации составляет 11 тысяч рублей за киловатт, что в разы дешевле строительства новой генерации. Для сравнения: согласно данным СМИ, удельная стоимость новой парогазовой ТЭС в Тамани составит более 100 тысяч рублей за киловатт. Если сравнить капзатраты по программе модернизации с ценами конкурентного отбора мощностей, то окажется, что компенсировать капзатраты на модернизацию возможно за 4,2 года в первой ценовой зоне и 6,5 года во второй ценовой зоне».

Сравнительные показатели приведены в таблице.

Правда, эта оценка, как поясняет эксперт, не учитывает, с одной стороны, необходимость компенсации постоянных эксплуатационных затрат, — но, с другой стороны, и наличие прибыли у генерирующих компаний из других источников, так что ее можно признать репрезентативной.

Технологии, которых не будет?

Важным экономическим эффектом масштабной программы модернизации энергетической инфраструктуры мог бы стать мультипликативный эффект, который дают заказы для промышленности на поставку широкого перечня продукции, от энергетического оборудования до строительных материалов.

«Газпром Энергохолдинг» приводит следующие расчеты. Реализации проекта установки Т-295 (теплофикационной паровой турбины Уральского турбинного завода мощностью по энергии и теплу 335 МВт и 385 Гкал/ч соответственно) на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» потребовало закупки и использования 16 тыс. тонн цемента, щебня и бетона, 5500 тонн трубной продукции и проката, 8,5 комплекта турбин и насосов и 65 комплектов электротехнического оборудования, 1900 элементов АСУ ТП. Пересчет объемов ДПМ-2 в эквиваленте Т-295 означал бы появление потребности в строительной, металлургической и машиностроительной продукции, соответственно, в 120 раз большей.

В целом, по расчетам Совета производителей энергии, реализация программы ДПМ-2 потребовала бы 1,6 трлн рублей, из которых 900 млрд получат предприятия строительного и проектного комплекса, 500 млрд рублей производители оборудования, в основном энергомашиностроители, и еще не менее 160 млрд рублей уйдет металлургам.

Как ранее отмечал по этому поводу первый заместитель генерального директора «Газпром Энергохолдинга» Павел Шацких, программа ДПМ-2 могла бы стать драйвером роста промышленности, потребовав восстановить производство специальных изделий, для которых необходимы продвинутые современные технологии, в том числе поковку корпусных элементов турбин, роторов турбин и генераторов; выпуск современных типов жаропрочной стали для элементов оборудования парогазовых установок и поверхностей нагрева котлоагрегатов.

Определенные технологические наработки у наших энергомашиностроителей есть. Помимо упомянутой Т-295 можно отметить проект газовой турбины большой мощности ГТД-110М.

Турбина сложной судьбы, разработка которой началась еще в 1980-х, даже реализованная «в железе» на опытных экземплярах, но так и не пошедшая пока в серию (хотя это планировалось еще на 2018 год).

Хотя, как уверяет первый заместитель генерального директора «Ростеха» Владимир Артяков, «мы предполагаем первый серийный выпуск в 2020 году. Мощности для серийного производства уже подготовлены, опытно-промышленная эксплуатация турбины завершена».

Ранее, в рамках той же программы ДПМ, в российской электроэнергетике широко применялись турбины немецкой Siemens. Однако из-за скандала с поставками агрегатов SGT5-2000E — причем российской сборки — в Крым, стало очевидно, что это не лучший вариант с точки зрения энергетической безопасности.

Как заявил генеральный директор плотно работавших с немцами «Силовых машин» Тимур Липатов, «иностранный участник может пообещать что угодно, но в какой-то момент сослаться на судебный процесс или запрет в его домашней юрисдикции. Мы вели интенсивные переговоры с партнерами по совместному предприятию о том, что надо его переформатировать, чтобы соответствовать этим требованиям. На всех переговорах, в том числе с участием нашего акционера, представители Siemens последовательно заявляли, что они не могут передать контроль над технологиями — по политическим мотивам. Это так прямо было сказано».

Характерно, что и сами «Силовые машины» решили не ориентироваться лишь на сотрудничество с Siemens и разработать собственную газовую турбину.

Программа ДПМ-2, казалось бы, дает надежды на импортозамещение по энергетическому оборудованию. Так, теперь требуется 90-процентный уровень локализации оборудования с последующим повышением этого показателя до 100% к 2025 году. Ранее, в старой ДПМ, таких жестких требований не было.

Однако основным критерием отбора проектов была минимальная цена производимой электроэнергии, поэтому модернизация, которая проводится, неглубокая. На принципиальный технологический рывок в связи с программой ДПМ-2, по крайне мере первой ее части, едва ли стоит рассчитывать.

«Из 86 отобранных проектов только два предполагают использование парогазовых установок, которые отличаются высоким КПД, — говорит Алексей Фаддеев из ИПЕМ. — Как следствие, программа модернизации не обеспечит существенного повышения КПД ТЭС, который наблюдался в предыдущие годы благодаря вводу парогазовых установок за счет реализации ДПМ ТЭС. Она, скорее, нацелена на продление ресурса основного оборудования, чем на качественное повышение КПД и экологической эффективности. В частности, возможности качественной модернизации систем удаления и утилизации золошлаковых отходов на угольных электростанциях правила проведения отборов для участия в программе модернизации ТЭС не предусматривают».

«Программа ДПМ-2 готовилась в спешке, не продуманы последствия для отрасли, не учтены ни переход на газовые турбины, ни модернизация машиностроения под эти проекты. В итоге модернизируются (а подчас и просто ремонтируются) условно “старые” паровые турбины и котлы по старым технологиям (парогаз — технология 20–30-летней давности, на паросиловом цикле паровозы ездили) или используются новые импортные газовые турбины, — сетует Валерий Семикашев из ИНП РАН. — В 2019 году уже провели отборы на треть всего объема планируемой к модернизации мощности. Параллельно был выделен грант на семь миллиардов рублей на разработку отечественной газовой турбины большой мощности. И по оптимистическим планам «Силовых машин» они готовы выпускать турбину начиная с 2024 года, когда большая часть проектов уже будет запланирована. Ведь понятно, что никто не будет заявлять в конкурсный отбор проект на основе еще не выпущенной в серию турбины».

Помимо турбины «Силовых машин» есть еще «РЭП Холдинг», сотрудничающий в проекте создания мощной газовой турбины с General Electric. Есть «Сатурн», есть «Пермские моторы», пытающиеся сделать энергетическую турбину на базе авиационной. Российскому рынку нужна своя надежная, эффективная и экономичная парогазовая технология индустриальных турбин.

Пусть цветут сто цветов

Крупным потребителям становится выгоднее строить свою собственную генерацию и локальные сети с использованием наилучших доступных технологий, чем оплачивать теперь уже ДПМ-2, в ходе которого произойдет обновление оборудования (но не технологий!) на чужих ТЭЦ.

В целом децентрализация электроэнергетики во всем мире началась давно, еще до появления новомодных «зеленых» технологий. Если посмотреть на топологию размещения генерации в развитых европейских странах и в США в 1970-е годы и сравнить с ситуацией сегодня, то можно увидеть кардинальные сдвиги. Если раньше энергосистемы таких стран держались на нескольких крупных станциях мощностью по несколько сотен мегаватт, то сегодня это тысячи небольших установок, расположенных вблизи потребителя.

В целом этим путем идет и Россия. В стране очень дешевый газ и очень дорогое централизованное электричество. Это стимулирует многих крупных потребителей строить свою собственную распределенную генерацию. Но каков будет результат такого развития события для системной эффективности и надежности энергоснабжения?

Опрошенные нами эксперты придерживаются взвешенного подхода.

«Развитие распределенных энергетических ресурсов, включая распределенную генерацию, является одной из глобальных тенденций, — рассуждает Алексей Хохлов из Центра энергетики МШУ “Сколково”. — К концу двадцатого века эффект масштаба перестал работать так хорошо, как это было еще в 1950-е: появились новые технологии производства электроэнергии, причем не только на базе ВИЭ, — газотурбинные, газопоршневые и парогазовые, которые позволили создавать недорогие и эффективные электростанции небольшой мощности (от десятков киловатт до десятков мегаватт). У распределенной генерации есть и другие преимущества — например, добавление новых мощностей можно делать более мелкими приращениями в зависимости от реальной динамики и расположения спроса».

«Мы не ратуем за какие-то особые меры поддержки распределенной генерации, — продолжает Алексей Хохлов, — а поддерживаем сбалансированный подход к развитию всех видов энергетических ресурсов. Для снятия противоречий в энергетической политике следует признать распределенную энергетику важным элементом развития электроэнергетики России и активно задействовать ее возможности при разработке и реализации схем и программ развития электроэнергетики регионов».

Валерий Семикашев считает, что там, где распределенная генерация уже сейчас лучше старой генерации в рамках ЕЭС, можно отключать потребителей от оптового рынка и переходить на розничный рынок на местной генерации. Там, где тарифы для предприятий — семь-восемь рублей за киловатт-час или выше, и это не важный узел с точки зрения топологии сети, это оправданно. При этом важно оставлять связи с единой энергосистемой, но чтобы потребители платили только за надежность и резервирование по числу линий, на случай собственных аварий.

«В целом по ЕЭС надо вводить (но на рыночных, не субсидируемых условиях) возможность перехода к умным (распределенным) сетям и возможность приема энергии в сеть от малых генераторов, — убежден Валерий Семикашев. — Необходимо продумать политику входа/выхода на оптовый и розничные рынки, которые стимулировали бы эффективность по критерию минимума затрат в деньгах или минимум затрат в деньгах плюс фактор снижения потребления топлива. Сегодняшние условия, наоборот, повышают неэффективность системы».

В подготовке статьи принимал участие Евгений Огородников