По мере приближения 1 марта 2018 года – срока подготовки Минэнерго окончательного варианта плана модернизации стареющих генерирующих мощностей, авторы очередного сценария по возложению бремени забот о собственных активах на остальную экономику на ближайшие лет 20–25 продолжают делать вид, что всё уже решено, осталось уточнить детали. Между тем, выпущенные ими материалы, разъясняющие принципы отборов объектов для модернизации, как и реакция на них потребителей, наряду с появлением других "детей лейтенанта Шмидта"– дальневосточных ТЭС Русгидро (звучит странно, не правда ли?), ГЭС Русала, ВИЭ и т.д., тоже считающих, что имеют полное право на «высвобождающиеся средства», несмотря на весь абсурд подобной постановки вопроса в рыночной экономике в принципе, со всей очевидностью демонстрируют, что до деталей там еще очень далеко. С осторожностью реагируют на эти инициативы и лица, принимающие итоговые решения. Пока речь идет о деньгах, о банальной формуле «модернизация наша – деньги ваши» и о попытках заретушировать её различными лозунгами о надежности инфраструктуры, энергобезопасности, импортозамещении и прочих якобы полезных эффектах. Деньги, при том чужие (!), во всей этой истории – главное. Как их «отнять» на свои стареющие активы и сделать это красиво, как бы "рыночно", чтобы это не выглядело "грабежом на большой дороге" – в этом и есть суть программы ДПМ-модернизации для её авторов на данном этапе. А для её противников, коими являемся и мы, наоборот – показать, что такие траты ни потребителям, ни экономике в целом сегодня не нужны, потому что они ведут к застою, стагнации и разрушению основ тех рыночных реалий, которые нам удалось с таким трудом построить в стране за последнюю четверть века.
Поэтому заявленный Госдумой круглый стол по теме «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования» 19 февраля 2018 года привлек наше внимание. Уже хотя бы потому, что по версии Минэнерго и прочих авторов концепции ДПМ-штрих, высший орган законодательной и представительной власти в стране у нас не имеет права решающего голоса при принятии предлагаемой программы стоимостью в несколько триллионов рублей – вся эта операция готовится в рамках уже действующей нормативной базы путем внесения изменений в Правила оптового рынка постановлениями Правительства, а также в регламенты Совета рынка и его структур. Нам кажется это неправильным, как минимум точно не соответствующим мировой практике. Депутаты должны знать и понимать, что происходит в важнейшей отрасли. И этим материалом мы попытаемся помочь им разобраться в некоторых ключевых моментах.
Грядущий дефицит мощности – мифы и реальность
Начнем с вопроса о том, есть ли угроза дефицита, о которой так много говорят сторонники ДПМ-модернизации и которая, судя по всему, так беспокоит и многих чиновников в Правительстве, глубоко не погруженных в детали проблематики в силу своего бэкграунда. Действительно ли она такая острая и срочная?
У нас имеется прогноз спроса и баланса мощности от ИНЭИ РАН, основанный в свою очередь на прогнозе МЭР, уточненном в ИНЭИ РАН по индикаторам социально-экономического развития страны до 2035 г., и представленный в ходе недавнего исследования Энергетического Центра бизнес школы «Сколково» по базовому и консервативному (справа) сценариям с учетом продления назначенного ресурса ТЭС на 10 и 20 лет:
Рис. 1.
Как видим, в итоге к 2025-2030 годам прогнозируется дефицит порядка 40-50 ГВт. Эти результаты получены с учетом нормативных требований по резервам, а также исходя из некоего прогноза роста экономики и взаимосвязей роста потребления и роста ВВП. Не углубляясь в детали, особенно в части общеэкономических предсказаний, но помня при этом, к чему привели завышенные прогнозы потребления при планировании объемов ДПМ в нулевых, кратко проанализируем ситуацию с балансовыми резервами в России и других странах, прошедших рыночную либерализацию в электроэнергетике. Начнем с зарубежный реалий. Северная Америка.
Данные для 2017 года:
Рис. 2а
Из этой информации видно, что сегодня целевая резервная маржа (то, что у нас называется расчетным коэффициентом резервирования) здесь не выше 16-17%, а фактические резервы лишь в двух регионах - в Квебеке и Maritimes (оба региона - провинции в Канаде) - составляют около 50%, в то время как в основном находятся в диапазоне около 20-25%, а кое-где близки к целевому значению резервной маржи (New England и Техас – ERCOT). При этом уровни резервов определяются стандартами надежности (reliability standards) и устанавливаются весьма прозрачно, исходя из заданной балансовой надежности, как правило, через показатель LOLE (вероятность сброса нагрузки) =1 раз в 10 лет (0.1 в год)
Примерно такая же картина сохранится и в последующие четыре года:
Рис. 2б
В Европе ситуация иная – здесь часто стандартов надежности нет и референтные уровни резервов не устанавливаются.
Рис. 3
Как правило, балансовые резервы в Европе рассматриваются для групп стран с учетом стабильных внешних перетоков. Несмотря на отсутствие обязывающих требований по референтной резервной марже, ENTSO-E в прогнозных документах рекомендует величину пикового резерва от 5 до 10% (источник: SO&AF – 2014)
В Великобритании, которая выходит из ЕС и, соответственно, процесса по созданию единого внутреннего электроэнергетического рынка – IEM, имеется обязывающий стандарт надежности LOLН (часы потерянной нагрузки) не более 3 часов в год. При этом в стране очень низкий уровень фактических резервов: в пиковых режимах он составлял еще недавно 2-3%, что, собственно, и определило введение в стране рынка мощности несколько лет назад. Уровень резервов, который закладывается при проведении аукциона мощности этого года на 4 года вперед – с поставкой мощности в 2021/22 гг. - сегодня составляет 8,1%
Рис. 4
А теперь посмотрим, что с резервами у нас. Спрос на мощность последнего КОМ на 2021 год:
Рис. 5а
У нас величина прогнозного спроса на мощность с учетом резерва – то есть та мощность, которая в итоге оплачивается потребителями, равна произведению планового коэффициента резервирования, устанавливаемого приказом Минэнерго и рассчитываемого весьма непрозрачно, и суммы прогнозных значений максимального спроса в регионах согласно СиПР по ЗСП, приведенного к холодной пятидневке, увеличенная затем на фактор фактического снижения мощности в системе за последние два года (аварии, внеплановые ремонты и т.д.) и уменьшенная на объем экспорта. Прогнозный спрос, как и коэффициенты планового резервирования, рассчитываются отдельно по ценовым зонам. Суммарный спрос на 2021 год составил 186,601 ГВт при планах по установленной мощности около 250 ГВт (из них около 10-12 ГВт в неценовых и изолированных зонах). Коэффициенты на КОМ 2021 согласно Приказу Минэнерго составляли 18,7 и 18,8% для первой и второй ЦЗ соответственно. Во второй ЦЗ коэффициент увеличен на 8,55% в соответствии с п.107 Правил оптового рынка. С учетом всех прочих факторов целевая резервная маржа составила 18,8% для первой ЦЗ и 27,35% для второй ЦЗ. Посмотрим внимательнее на эти составляющие.
Суммы максимальных значений прогнозного спроса из СиПР по регионам. Мы знаем, как они составляются. Инвестпрограммы сетей и их загрузка на 30% в среднем – тому свидетельства. Проблемы регионального планирования и планирования вообще в условиях рыночной экономики неоднократно обсуждались, в т.ч. и в Госдуме: по этому поводу летом 2017 года там был проведен специальный круглый стол, о котором мы писали. Склонность к завышению прогнозов очевидна.
Регионы располагаются по географической широте, в разных часовых поясах, что подразумевает неодновременность пиков нагрузки по регионам. Дополнительно имеются факторы неодновременности внутри самих регионов и перетоков между смежными зонами. Эти факторы очевидно как-то учитываются, но непрозрачно, и снижение спроса по этим факторам составляет по ценовым зонам всего от 1 до 3%. Вероятность того, что во всех регионах одновременно будут наблюдаться максимумы нагрузки, рассчитанные в СиПР регионов, исходя из заведомо слишком оптимистичных представлений о росте потребления и необходимой мощности, крайне мала, и она вряд ли соответствует такому незначительному снижению прогнозного спроса от максимально возможного. Специалисты, которые занимаются этой проблематикой, считают, что в целом подходы к формированию резервов сильно устарели*. Сами коэффициенты резервирования, как и фактические резервы, так же у нас существенно выше зарубежных аналогов.
Рис. 5б (Ист.: Минэнерго, СО ЕЭС, собственный анализ общедоступных данных)
Наконец, фактический избыток от спроса на сегодняшний день и в перспективе до 2025 года:
Рис. 6
Мы видим, что прогноз, основанный на данных СиПР 2017-2023, в том числе подтверждаемый реальным законтрактованным предложением по результатам КОМ 2021, не дает оснований для тех опасений по поводу острой и срочной угрозы дефицита, на которые ссылаются авторы ДПМ-модернизации, что, собственно, и является основным предлогом для срочного запуска этой программы чуть ли не завтра.
Величина установленной мощности по отношению к фактическому спросу (Рис. 5б) составляет более 50% (во 2-ой ЦЗ более 70%, что, очевидно, объясняется высокой зависимостью от водности ГЭС), и это примерно в два раза выше, чем в Америке и в пять раз выше, чем в Европе. На самом деле фактической или располагаемой мощности у нас существенно меньше:
Рис. 7
Почему в пиковый период у нас около 55 ГВт – величина примерно равная прогнозному дефициту к середине 20х годов (рис. 1) – недоступны? Почему, когда системе нужна мощность, только в плановых ремонтах находится по 15 ГВт? Это отдельный вопрос. Но и в этом случае, с учетом недоступной мощности, у нас резервная маржа остается достаточно высокой.
В США, кстати, при общей оценке адекватности ресурсов в ежегодных докладах регулятора надежности в Северной Америке NERC – Reliability assessments - понятие недоступная мощность вообще не используется – есть установленная мощность и есть целевые значения минимальной резервной маржи. Фактическая резервная маржа при планировании рассчитывается с учетом вероятных отказов и плановых ремонтов, но обычно это не более 5% от установленной мощности (в нашем случае – 25%). В отдельных юрисдикциях, например PJM, прогнозная балансовая надежность рассчитывается исходя из наличия общей мощности в системе, при этом оплачивается только мощность, прошедшая отбор по минимальным значениям референтной маржи. Такие же подходы и в Европе, хотя там в расчетах имеются большие объемы недоступной мощности из-за высокой доли проникновения ВИЭ – учитывается только мощность диспетчируемых генераторов. В США же ВИЭ участвуют в рынке мощности, правда так называемыми «твердыми объемами» – firm (unforced, or UCAP) capacity (например, в штате Нью-Йорк в зоне NYISO: 20 % от установленной мощности для ветра, 55% для бесплотинных ГЭС, 50% для солнца – Рис. 2а).
Нельзя не учитывать и потенциал развития малой и распределённой энергетики, включая ВИЭ (по данным исследования Энергетического центра бизнес-школы Сколково, выполненного совместно с ЦСР, ИНЭИ РАН, НТЦ ЕЭС МО и McKinsey & Company, в консервативном сценарии к 2035 году произойдёт замещение распределёнными энергоресурсами не менее 36 ГВт централизованной мощности), развития технологий производства, передачи, хранения и потребления электроэнергии, повышения энергоэффективности экономики (Минэнерго не исполнило поручение п.4 Протокола заседания Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики от 29.04.2016 г.) Уже сейчас наблюдается постепенное уплощение и стагнация пика потребления мощности в энергосистеме.
Среднегодовой прирост электропотребления в 2007–2017 гг. составляет 0,6%, в то время как среднегодовое прирост потребления мощности за этот же период вдвое меньше: всего 0,3%. (Из презентации Ассоциации «Сообщество Потребителей энергии»)
Очевидно, что проблема потенциального дефицита мощности в системе к середине 2020-х годов, если выводить наиболее старые объекты традиционной генерации с исчерпанным назначенным ресурсом, теоретически существует, но она далеко не такая острая и срочная, каковой её пытаются представить. Даже если мы выведем нетто 20-30 ГВт наиболее проблемных мощностей (хотя статистики по отказам таких блоков и станций, подтверждающих, что они ненадежны, так никто и не представил, а все масштабные аварии и инциденты последних лет связаны не с генерирующим, а сетевым оборудованием и некорректной работой защиты и автоматики, в том числе и на пристанционных распределительных устройствах) – то у нас, учитывая сегодняшний задел установленной мощности в примерно 80 ГВт выше уровня факта спроса, «органическое» завышение спроса в целом, завышенные резервы в действующих расчетных методиках и нормативной базе, уровень фактической маржи вряд ли снизится до целевых значений американских юрисдикций и тем более европейских. Завышенные резервы и спрос, как и избыточные вводы по ДПМ – наша «беда» и в то же время парадоксальное преимущество на данном этапе, позволяющее спокойно исправить то, что мы сделали в ходе реформы отрасли ненадлежащим образом.
Здесь уместно вспомнить, что у нас в стране вообще-то рыночная экономика. И реформа электроэнергетики была одной из составляющих рыночной реформы экономики в целом с тем, чтобы привести в соответствие «производительные силы» и «производственные отношения» в базовой отрасли экономики в соответствии с сегодняшними реалиями. Долгосрочное планирование в рыночной экономике носит рамочный стратегический характер, и никто не может с 100% уверенностью предугадать и с достаточной точностью сказать каков будет рост ВВП в следующие 20 лет, также как и какова будет динамика потребления электроэнергии, тем более, как потребление энергии будет изменяться с точки зрения временного и пространственного измерений. Именно поэтому в рыночной экономике при планировании инвестиций и применяются рыночные, а не директивные административные механизмы. Последние хороши при определенностях в постановке задачи – например строительство генерации в Калининградской области или Крыму, где решения принимались исходя из политических и иных соображений. Но как только в дело вступают рыночные условия – в той же Калининградской области строилась Балтийская АЭС, сбыт электроэнергии от которой планировался в рыночных условиях, или дальневосточные ТЭС Русгидро, где нет достаточного потребления и экспорта – проекты буксуют и становятся экономически необоснованными и ненужными. Как и прогнозы потребления: в рыночных условиях реализации проектов они, как правило, существенно консервативнее.
C этой точки зрения интерес представляет рисунок из исследования Энергетического Центра Сколково, касающийся сравнению адаптивности обеспечения долгосрочной балансовой надежности в системе источниками традиционной и распределённой энергетики.
Рис. 8
И хотя казалось бы, это не имеет прямого отношения к дихотомии рынок или нерынок в планировании, на самом деле имеет – и самое прямое. Потому что идеология распределенной энергетики и вообще децентрализации, как явления – антипода централизации, и более узко – централизованной модели планирования и управления, как раз и представляет из себя противопоставление рыночного и нерыночного начал. И в энергетике в том числе.
* Федотова Г.А. РЕЗЕРВИРОВАНИЕ КАК СОСТАВНАЯ ЧАСТЬ ПРОБЛЕМЫ НАДЁЖНОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ:
Действующая схема планирования резерва мощности в электроэнергетике России и используемые нормативные документы, регламентирующие порядок выбора величины необходимого резерва мощности и его размещения в ЕЭС, были разработаны для условий централизованного управления отраслью [6-8]. В Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем [7] значения оперативного резерва мощности, зависящего от структуры установленного оборудования электростанций, его типов, единичных мощностей и аварийности, величины вероятного отклонения баланса мощности системы от прогноза, вычисляются на основе нормативных значений этих показателей, принятых ещё в советское время. В Положении о порядке определения величины спроса на мощность и плановых коэффициентов резервирования мощности в ЗСПМ [8] выбор планового коэффициента резервирования не основан на непосредственном анализе балансовой надёжности. Эти документы требуют доработки в части учёта функционирования рынка мощности и современных требований к надёжности. В частности:
1. Используемая методика разбиения на ЗСПМ недостаточно обоснована в части выбора оптимального резерва в зонах с учётом надёжности при реализации полноценного конкурентного отбора мощностей.
2. Задание единого для всех зон рынка показателя 1,17 не обеспечивает оптимальность выбора величины и размещения резерва мощности по зонам, поскольку при этом не учитываются различия в зонах по составу и структуре генерирующих мощностей, единичным мощностям и аварийности, по связям с другими зонами и их пропускным способностям.
3. Использование оценочных подходов при выборе величины резервов мощности в ЭЭС не позволяет учитывать случайные факторы, влияющие на надёжность, нужны вероятностные методы и модели. Такие методы применялись в практике планирования развития энергосистем в нашей стране в советский период и широко используются за рубежом.
Продолжение следует
Авторы выражают признательность за помощь и ценные рекомендации в подготовке данного материала Борису Шапиро (Boris Shapiro) консультанту компании Levitan and Associates, США.