Более разумным представляется первый вариант, поскольку во втором случае лишь «законсервируется» технологическое отставание энергосистемы по отношению к лучшим мировым аналогам.

Давайте посмотрим на эту ситуацию глазами потребителей. Еще в советские времена благодаря реализации плана ГОЭЛРО стало привычным отношение к энергетике как к инфраструктуре, которая всегда, в любых внешних макро- и микроэкономических ситуациях, надёжно и бесперебойно обеспечивает гигакалориями и киловатт-часами. И всё это дёшево, а ещё лучше даром…

При этом все крупные производители, потребляющие большие объёмы электроэнергии, давно уже оперируют показателями дисконтированных денежных потоков (NPV) и сроками окупаемости инвестиций. Для энергетики же такой подход оставался непозволительной роскошью вплоть до 2007–2010 гг., когда была разработана и начата госпрограмма Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Именно она позволила поставить инвестиционный локомотив энергетики на разумные экономические рельсы. Но поскольку критика в адрес данной программы до сих пор не утихла, предлагаю проанализировать ее преимущества и недостатки и учесть их в новых механизмах привлечения инвестиций в модернизацию, которые называют ДПМ-2, или ДПМ-штрих.

Вспомним, что представляла собой энергосистема России на пороге масштабной реформы. В 2006–2007 гг. доля парогазовых установок в балансе мощности единой энергосистемы была ничтожной — порядка 2%. Блоки с использованием современных эффективных технологий можно было пересчитать по пальцам одной руки. Создавались они с использованием все тех же механизмов адресной поддержки, просто без громких названий.

К 2008 г. российская энергосистема отставала по технологическому развитию от аналогов в странах Западной Европы лет на пятнадцать-двадцать. Если сравнить структуру топливного баланса России и Италии, то окажется, что доля газа в общем объёме выработки электроэнергии двух стран, по данным Международного энергетического агентства (МЭА) и Минэнерго РФ, сегодня примерно равна 42–43% (диаграмма 1). Хотя на протяжении десятилетия в Италии она существенно колебалась (35–55%).

На начало 2008 г. по данным Системного оператора ЕЭС количество современных блоков газовой генерации в России было сопоставимо с Италией аж 1993 г. — 4,6 ГВт (диаграмма 2), то есть отставало на 15 лет; если же сравнивать в процентном соотношении к объёму тепловой генерации энергосистемы, то лаг увеличивался до 20 лет. Когда Европа начала активно внедрять более эффективные технологии в газовой генерации, в России продолжали выжимать ресурс из системы, построенной в 60-70-е гг. XX в., и экономить на тепловой генерации.
Внешне мы жили нормально и, наверное, могли бы жить так и дальше. Однако энергосистема скатывалась в экономически неэффективную долговую яму. И это был не наш выбор. Требовались превентивные меры. Поэтому в момент разделения РАО «ЕЭС России» по видам бизнеса появился механизм ДПМ, который обязал стратегических инвесторов обновить генерирующие оборудование и гарантировать на выходе чёткие параметры энергоустановок по их типу (ПГУ, ГТУ) и техническим характеристикам, включая показатели манёвренности: скорость набора и сброса нагрузки.

Диаграмма 2. Сравнение России и Италии по наличию прогрессивных технологий в газовой генерации (ПГУ+ГТУ) до и после реализации программы ДПМ, в МВт и процентах

За десять лет начиная с 2008 г. Россия построила по прогрессивным технологиям в пять раз больше генерирующих мощностей, чем за предыдущие 15 лет. Это позволило преодолеть технологический разрыв с энергосистемами Евросоюза. Сегодня ЕЭС России оснащена ПГУ и ГТУ на уровне Италии 2006 г. в абсолютных значениях и соответствует современному уровню большинства стран Западной Европы, например, Великобритании. Но необходимо отметить, что средний уровень технического состояния тепловой генерации России все еще отстаёт от уровня Италии на 20 лет. Между тем российская энергосистема является четвертой в мире по объёму выработки электроэнергии, как отмечает международная аудиторско-консалтинговая компания Ernst & Young. Такую крупную систему нельзя перенастроить за короткое время.
В 2008–2017 гг., по нашему анализу статистики Системного оператора, было выведено 15 ГВт старой мощности, в основном, паросиловых установок (ПСУ) 90 атмосфер (кгс/см²). Тем самым минимизирована загрузка неэффективной мощности с удельным расходом топлива 400–500 граммов на кВт-ч и замещена технологически новыми блоками. Если бы осуществилась замена на стандартный цикл ПСУ с расходом топлива 330 г/кВт-ч, то экономия составила бы 25%. В реальности мы поставили парогазовые установки, заместив выработку с удельными расходами до 500 граммов на кВт-ч, что позволило сократить потребление топлива на новых станциях вдвое (на сопоставимый объем выработки).
Наглядным примером может служить изменение технико-экономических показателей Группы «Газпром энергохолдинг» за десятилетний период. Построив более 8 ГВт мощности в рамках программы ДПМ, мы снизили средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии по компании на 8%, с 325 до 300 г/кВт-ч. По блокам ДПМ средний УРУТ достиг значений 213–234 г/кВт-ч. Таким образом, в рамках только Группы «Газпром энергохолдинг» было сэкономлено около 6 млрд кубометров газа, повышена эффективность генерирующего оборудования: в 2017 г. доля выработки на новых блоках в суммарном объёме производства электроэнергии составила 22,6%, что, в свою очередь, способствовало снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке.

ДПМ — потребителям
Но главное преимущество от реализации программы ДПМ для потребителей — это замедление темпов роста цен на электроэнергию по сравнению с темпами роста цен на топливо, а также снижение оплаты мощности по КОМ. Экономический эффект по этим двум статьям, по расчётам генерирующих компаний и экспертов рынка, превышает 2,5 трлн руб. с накопительным итогом.
Оптимально рассматривать первую ценовую зону оптового рынка, охватывающую европейскую часть России и Урал. Она в наибольшей степени трансформировалась с помощью современных технологий ПГУ и других, в том числе ВИЭ (диаграмма 3).

Диаграмма 3. Отставание цены РСВ от газа и платы по КОМ от инфляции в первой ценовой зоне ОРЭМ

За счёт ввода высокоэффективных ПГУ и повышения загрузки АЭС в первой ценовой зоне произошло значительное увеличение объёмов ценопринимания, дополнительно был сформирован избыток предложения. В результате в биржевых котировках рынка на сутки вперёд (РСВ) значительный объем электроэнергии был продан по минимальной цене. При этих условиях темпы роста цен на РСВ в 2008–2017 гг. (68%) оказались на 75% ниже уровня тарифов на газ (+143%). Если бы не было объектов ДПМ, котировки РСВ следовали бы вверх в коридоре стоимости топлива.
По нашим расчётам, темпы роста реальной инфляции к 2021 г. будут опережать темпы роста оплаты мощности по КОМ в первой ценовой зоне на 58 пунктов с накопленным итогом за десять лет, что отчасти является следствием искусственного сдерживания уровня платы за мощность и значительной уступкой потребителям.
Об этом свидетельствуют и независимые эксперты. Международная консалтинговая компания McKinsey отмечает, что цены на электроэнергию благодаря вводу ДПМ сложились ниже ожиданий в среднем на 176 млрд руб. в год, а снижение оплаты мощности по КОМ составило 56 млрд руб. в год. Российское независимое Аналитическое кредитное рейтинговое агентство (АКРА) отмечает: «Опыт тепловых ДПМ показал, что переплата за профицит мощности была компенсирована снижением цен на РСВ» (https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/12/27/746665-potrebiteli-ne-hotyat-platit ).
Как следствие, конечным бенефициаром программы ДПМ за счёт повышения надёжности и управляемости энергосистемы стала экономика России в целом и промышленность в частности.
Что получила энергосистема:
∙ современное оборудование, использующее экономичный парогазовый цикл (ПГУ) — доля ПГУ+ГТУ в установленной мощности ЕЭС России на начало 2018 г. составила 13%;
∙ первый блок с использованием технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС на Новочеркасской ГРЭС ПАО «ОГК-2») — пусть это и спорное достижение с точки зрения принадлежности к отечественной технике, но, по крайней мере, мы поняли, что это такое. К слову, котёл ЦКС был изготовлен непосредственно в России, и только циклоны (оборудование для распределения угольной пыли внутри топки котла) были приобретены за рубежом;
∙ пресловутые ВИЭ, которые могут кому-то нравиться, кому-то нет, вписаны в энергобаланс России во многом благодаря программе ДПМ;
∙ продвинутые системы автоматического управления оборудованием АСУ ТП были разработаны отечественными специалистами — с учетом нашей специфики, с рядом уникальных характеристик. Благодаря этому сформировалась целая плеяда высококлассных специалистов по проектированию и монтажу этих АСУ ТП, например, в АО «Текон».

Мультипликативный эффект для промышленности
Часто приходится слышать обвинения в том, что нерациональные решения в рамках программы ДПМ привели к «утечке всех денег за рубеж» из-за установки газовых турбин импортного производства. Это не совсем корректное утверждение. Во-первых, доля ПГУ составляет меньше 50% от количества генерирующих установок в рамках программы ДПМ. Во-вторых, значительное количество генерирующего оборудования для блоков ПГУ было поставлено локализованными в России производителями. А самое главное: почти всё остальное оборудование (паровые турбины и котлы, генераторы, котлы-утилизаторы, вспомогательное оборудование, а теперь уже и трансформаторы) производилось отечественными предприятиями.
В результате за прошедшие десять лет были доработаны и поставлены на поток новые типы паровых турбин: К-220 (из К-200), К-330 (из К-300), Т-295 (из Т-250), а также была разработана целая линейка оборудования Т-125/150, Т-113/145, Т-110 и Т-120 на базе турбины Т-100. Спроектированы и серийно изготовлены шесть совершенно новых типов паровых турбин, работающих в технологическом цикле с ГТУ, которые до этого момента не производились в нашей стране. То есть российская промышленность совершила мощный технологический рывок: получила крупный заказ на оборудование нового поколения и справилась с этим вызовом, локализовав огромный кластер промышленной продукции на своей территории. И это несмотря на то, что программа ДПМ ТЭС не содержала требований по локализации. Только Группой «Газпром энергохолдинг» у российских производителей было закуплено:
∙ 13 комплектов паровых турбин суммарной мощностью более 1,8 ГВт;
∙ 25 комплектов турбогенераторов суммарной мощностью более 4 ГВт;
∙ 31 котёл-утилизатор и паровой котёл суммарной производительностью пара более 7,4 млн т/час;
∙ миллионы единиц иного оборудования.
После реорганизации РАО «ЕЭС России» была расформирована отраслевая научная база, и большинство отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов удалось сохранить во многом благодаря госпрограмме обновления традиционной генерации. В то же время были выявлены и глубокие пробелы, в первую очередь касающиеся компетенций для проектирования и изготовления газотурбинных энергетических установок большой мощности. Необходимо констатировать факт хронического технологического отставания в данной области. Если в локализации систем АСУ ТП отечественные производители достигли значительного успеха и практически ликвидировали отставание, то прорыв в технологиях ГТУ будет возможен только при глубочайшей кооперации всех отраслей промышленности (металлургия, проектирование, машиностроение, ИТ-технологии) и при серьёзной поддержке государства.
Отечественное машиностроение в рамках ДПМ получило мощный импульс для развития компетенций и площадку для тестирования современных технологий. А российские строительные и металлургические предприятия обрели долгосрочные «твёрдые» заказы, позволившие сохранить и преумножить компетенции. В контексте строительства новых мощностей созданы десятки тысяч рабочих мест, обучены инженерные и рабочие кадры, восстановлены или разработаны уникальные технологии строительства крупных энергетических комплексов.

В процессе реализации программы ДПМ был обновлён 31 ГВт мощности тепловой генерации. Это серьёзный успех для всей экономики России. Еще 74 ГВт ТЭС эксплуатируются с низкой эффективностью из-за давности сроков ввода и низкого КПД. Для общего понимания, наш уровень технологического обновления ТЭС соответствует уровню Италии образца 1998 г. — 19% ПГУ+ГТУ в общем объёме мощности ТЭС.
Имеет ли смысл в такой ситуации консервировать технологические отставания в энергосистеме России на перспективу? Оборудование с большим сроком эксплуатации стремительно стареет. Энергобезопасность предполагает, среди прочего, что средний возраст оборудования энергосистемы не должен превышать пятидесятилетний рубеж. По официальным данным, 50% мощностей ЕЭС России уже превысили порог в 40 лет, а 24% работают свыше 50 лет. Только за счёт программы ДПМ средний возраст мощности в стране остаётся на уровне 34 лет — без неё был бы старше (37,5 лет). При этом наша российская генерация уже старше немецкой на 11 лет и китайской — на 23 года. Без модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят пятидесятилетний порог к 2029 г. Выходом в данной ситуации может стать программа ДПМ-2, предусматривающая модернизацию 40 ГВт тепловой генерации.
Системный оператор и Совет рынка провели имитационные торги (диаграмма 4). Их результаты уже освещались в прессе. Дополнительно хочу подчеркнуть лишь несколько аспектов:
∙ при заявленном к отбору объёме в 40 ГВт были поданы заявки на 58 ГВт. При правильно организованном процессе конкуренции можно получить неплохую вариативность выбора. Для этого необходимо определить те критерии отбора проектов, которые пропустят максимально востребованные энергосистемой блоки;
∙ программа ДПМ-2 с учетом негативного опыта размещения объектов генерации в местах с низким спросом предыдущей программы позволяет избежать этих ошибок, поскольку в условиях конкурса предусмотрен такой критерий отбора, как востребованность объекта на рынке электроэнергии;
∙ высвобождающиеся после завершения программы ДПМ средства при грамотном распределении и правильном администрировании позволят сохранить темпы роста цен на электроэнергию не выше уровня инфляции;
∙ результаты имитационных торгов позволяют очертить объем консолидированного заказа в рамках ДПМ-2 для отечественного энергомашиностроения: 255 паровых и 50 газовых турбин, 225 генераторов, 173 котлоагрегата, 176 трансформаторов и т. д. Остаётся проанализировать возможности и потенциал промышленности России, и результат может получиться не хуже, чем в своё время у Госплана СССР, с конкретным секторальным заказом на две пятилетки вперёд.

По нашим расчётам, в рамках реализации программы модернизации ДПМ-2 потребуется до 300 комплексных заказов основного оборудования. Это значительно больше, чем было освоено по завершающейся программе ДПМ, и всё это — заказ для крупных промышленных потребителей энергии, которые одновременно являются и производителями оборудования, металла, современной химической продукции и т. п.
Так, в качестве примера можно привести проект «Т-295», который «Газпром энергохолдинг» реализует совместно с Уральским турбинным заводом на ТЭЦ-22 ПАО «Мосэнерго», где нам необходимо закупить и использовать 16 тыс. тонн цемента, щебня и бетона, 5,5 тыс. тонн трубной продукции и проката, 8,5 комплектов турбин и насосов и 65 комплектов электротехнического оборудования, 1900 элементов АСУ ТП.
Если будет поставлена задача реализовать до 300 подобных проектов, то российская промышленность будет работать в три смены. Наши расчёты на основе данных «Т-295» как эталона показали, что может понадобиться 2,2 млн тонн и более общестроительных материалов, 742 тыс. тонн продукции чёрной металлургии, 8877 комплектов тепломеханического оборудования и 11 тыс. комплектов электротехнического оборудования, свыше 600 тыс. элементов АСУ ТП. По остальному оборудованию (насосы, электродвигатели, арматура высокого и низкого давления) счёт идёт на миллионы единиц (см. диаграмму 5).

Диаграмма 5. Структура программы ДПМ-2 в части заказа промышленной продукции в России в расчёте на 300 комплектов

По расчётам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн руб. (диаграмма 6). Из них почти 900 млрд руб. получат предприятия строительного и проектного комплекса, 500 млрд руб. — производители оборудования, в основном, энергомашиностроители, и еще не менее 160 млрд руб. уйдёт металлургам. И это при том, что российские металлурги пока не смогли наладить производство стали, которая нужна для выпуска горячих частей энергоустановок. Если основательно подходить к программе ДПМ-2 как к драйверу роста промышленности, то необходимо восстановить производство специальных изделий, требующих продвинутых современных технологий, в том числе поковку на корпусные элементы турбин, роторов турбин и генераторов; выпуск современных типов жаропрочной стали для элементов оборудования ПГУ и поверхностей нагрева котлоагрегатов. К сожалению, в период реализации первого ДПМ отечественное научное сообщество и металлургия не проявили заинтересованности в проведении фундаментальных исследований и разработке качественно новых современных жаропрочных сталей, что, в свою очередь, не позволило энергетикам использовать окно возможностей и совершить технологический рывок для внедрения оборудования на суперсверхкритическом давлении.