Последовавшая за инаугурацией В.В. Путина в мае 2018 года смена кабинета министров почти такая же по смыслу и форме, как и выборы нового старого президента, развеяла последние надежды. В том числе и в том, что антирыночная ДПМ модернизация ТЭС, продвигаемая Минэнерго и тепловыми генераторами (за исключением Фортума) в течение предыдущих лет, все-таки в таком виде не состоится, или же окончательное решение по ней будет отложено.

Надежды эти зиждились на слухах и публикациях о том, что в Администрации Президента апрельский доклад Минэнерго по этому поводу не понравился, его отправили на доработку и потому,мол, весь проект модернизации старых ТЭС, якобы повис в воздухе. Действительно в новостях на эту тему с момента презентации программы Минэнерго можно было наблюдать перманентную «эволюцию» её ключевых положений и предложений, что могло свидетельствовать о недостаточной уверенности авторов проекта в своей позиции с одной стороны, а с другой – их неготовности брать на себя полную ответственность за решения, результатом которых может стать отсталый облик электроэнергетики России на ближайшие десятилетия и даже текущее столетие, особенно заметный на фоне бурных изменений в этой сфере в мире, базирующихся по большей части на совсем других альтернативах нежели паросиловые блоки образца середины прошлого века.

Некий сдвиг в позиции в части в критериях отборов проектов в сторону сравнения параметров по LCOE, и вообще по «одноставочной» цене, а не только по капексам, реверансы ВИЭ, а также более подробная аргументация, объясняющая почему ВИЭ в России не смогут стать тем, чем они становятся в других странах в перспективе сроков реализации предложенной модернизации – это как раз результат той недостаточной уверенности и обширной критики программы со стороны экспертного сообщества. Надо сказать, что и отборы по LCOE принципиально ничего не изменили, и там есть о чем поспорить, поскольку LCOE, как и одноставочная цена в рынках с маржинальным ценообразованием, не является или не всегда является наилучшим критерием оценки эффективности и нужности генерации вообще и в особенности для формирования оптимального баланса генерации разных технологий. Очевидно, что не всегда в настоящем, а не имитационном рынке агрегаты с высоким КИУМ и низкими опексами нужнее высокоманевренных станций, пусть и с более высокими переменными издержками и даже удельным капексом. И как раз об этом мы сегодня тоже будем говорить.

В ходе этой «эволюции» позиции Минэнерго были окончательно забыты многоступенчатые КОМы, бурно обсуждавшиеся прошлой осенью, не слышны уж более предложения Минэкономразвития о «торгах» по капексам и доходности – более того Минэнерго, обещавшее ранее снизить доходность по инвестициям в модернизацию, предложило все те же базовые 14%. Последние новости на этот счет говорят о том, что в итоге сформирован наиболее антирыночный подход из возможных: при 14% базовой доходности инвестиций, реализуемых за 1-2 года, предлагается 15 (!) летний срок повышенных платежей за мощность, 10 процентное «абсолютно ручное» вмешательство в отборы проектов, все тот же КИУМ в качестве критерия, 90 процентная локализация оборудования, возраст и ресурсная наработка. Иными словами, это даже не модернизация как refurbish, а наш «капитальный ремонт за ваши деньги». Наряду с бессмысленным с точки зрения определенности величины спроса и быстро меняющихся технологий

увеличением сроков отборов с 4 до 6 лет вперед и назначенным ростом на 20% цены на КОМ (конкурентных (!) отборах мощности) эти предложения Минэнерго ставят жирную точку на дальнейших планах развития какого-либо настоящего рынка в инвестиционном процессе отрасли.

Можно констатировать, что активная дискуссия о нужности и безальтернативности модернизации как таковой, а также методов её проведения, в итоге ничего не изменила и закончилась полным провалом политики потребителей, как основных противников такого сценария дальнейшего развития отрасли, так и не сумевших представить какую-либо внятную альтернативу, а не просто критику всего и вся. Электроэнергетика будет развиваться в соответствии со сконструированными вручную полностью регулируемыми решениями, исходя из определенных представлений, прогнозов и убеждений конкретных людей, управляющих сегодня отраслью, о том, что и как там нужно делать в ближайшие 20 - 25 лет. В дихотомии рынок как механизм развития с определенными коррекциями со стороны регуляторов или как обычно – ручное регулирование в имитационных оболочках – побеждает традиция: настоящему рынку доверия у нас за почти 20 лет реформы как не было, так и нет. И сохранение неизменным кадрового состава Минэнерго, отвечающего за электроэнергетику и, очевидно, берущего на себя ответственность за эти решения, тому наглядное подтверждение.

Надо сказать, что вообще вопрос, на который, наверное, отвечали себе отчасти и авторы этой ДПМ модернизации при принятии решения: а могут ли современные модели рынков в электроэнергетике решать вопросы инвестиций в новые мощности или в модернизацию «старых», не праздный и далеко не очевидный. Существующие сегодня постреформенные рынки электроэнергии ни в Европе, ни в Америке пока этого не однозначно доказали. В обоих случаях, с некоторыми нюансами, либерализация рынков происходила в условиях предшествующего бума ввода новых мощностей, в основном эффективных газовых, в предвкушении прибылей как раз в связи с предстоящей либерализацией. Таким образом, свободные рынки запускались в условиях или избытка предложения, или в преддверие такого избытка. При этом и в Америке, и в Европе инвесторы в итоге не получили того на что рассчитывали: чаще, чем нет, построенные станции не окупались, а их созданная в процессе инвестиций стоимость разрушалась и превращалась в потерянные активы.

Не претендуя этим материалом на какое-то глубокое или даже поверхностное исследование вопросов жизнеспособности рыночных инвестиций в генерации, мы позволим себе не ссылаться подробно на первоисточники, в том числе и потому, что знаем, что сегодня, на фоне затяжной неудачной реформы в России такие сведения часто интерпретируются как подтверждение краха концепции рыночной электроэнергетики как таковой, приверженцами которой мы являемся. Но некоторые факты из тех публикаций, с которыми мы знакомились по этой теме в последнее время, приведем.

В Америке в преддверии и сразу после либерализации отрасли в ряде юрисдикций в конце 90х начале нулевых было построено 175 ГВт высокоэффективных газовых станций, в основном комбинированного цикла. Во многом это объяснялось низкой ценой на газ, составлявшей тогда около 1.5-2 $ за миллион британских топливных единиц (MMBtu) в течение 15 лет с момента либерализации газового рынка в 1985 году. Но эти же мощности создали невиданный до того спрос на газ и цена его выросла к 2008 году до 8$ /ММВtu. Это обстоятельство повысило опексы новых газовых станций в 4 раза, в значительной мере вытеснило их с рынка в плане загрузки, сделало их замыкающими и ценоформирующими, при том, что при низких ценах на газ, таковыми были угольные мощности, а газовые станции собирали с рынка электроэнергии инфрамаржинальную ренту. В этих условиях роли поменялись: угольные и атомные станции стали очень прибыльными, и одна из крупнейших генерирующих компаний США с угольными и атомными станциями была выкуплена в 2007 году за рекордные 45 млрд $ консорциумом инвесторов на заемные деньги. Однако в 2009 году цены на газ упали до 4$/MMBTu, затем в 2012 до 3$, газовые станции, до этого объявлявшие банкротства и менявшие владельцев, стали снова прибыльными, а доходы угольных и атомных станций резко упали, что привело в 2014 году к банкротству этой угольно-атомной компании. По мнению некоторых аналитиков сегодняшние цены на мощность в основных рыночных юрисдикциях США не позволяют инвесторам вкладываться с достаточной степенью уверенности в традиционные активы, прежде всего в газовые станции, не говоря уже об угольных и атомных.

Рис. 1 (source ACEEE 2017)

Как видим исторические цены на мощность в PJM и Новой Англии существенно волатильны и циклично варьируются и не превышали 300$ в день, или 9000$ в мес., то есть примерно 400-500 тыс. рублей за МВт в месяц, что, очевидно, позволяет в американских условиях строить новые объекты. Однако средние многолетние цены на мощность существенно ниже требуемых для обширных инвестиций, и это фактор, который внушает неуверенность инвесторам.

В то же время цены на рынках электроэнергии, зависящие от цен на газ и уголь, находящиеся под давлением со стороны низких опексов растущих объемов генерации ВИЭ, вытесняют старые, наиболее неэффективные мощности, особенно угольные и атомные, что по мнению некоторых экспертов может влиять на надежность энергоснабжения, и это приводит уже к странным для США и тем более для республиканской администрации решениям о вмешательстве в рыночные процессы. Еще более общим местом является факт снижения эффективности и фактической убыточности многих относительно новых газовых электростанций в Европе, в частности в Германии несколько лет назад, когда высокие цены на газ приводили к отрицательным значениям так называемых Clean spark spreads – дифференциалов между стоимостью газа и заработком на рынке электроэнергии.

Рис. 2 (source Timera Energy)

В Европе, в качестве дополнительного фактора снижения доходов и финансовой неустойчивости традиционной генерации (как и в Америке, но в меньшей степени) фигурирует высокая степень проникновения ВИЭ с практически нулевыми опексами и оплачиваемыми вне рынка капексами, что в условиях широко распространенного здесь однотоварного рынка только электроэнергии автоматически делает рыночные инвестиции в такую генерацию крайне рискованными.

Другим значимым фактором, влияющим на экономику генерации в части инвестиций является соответствие прогнозного спроса фактическому. В моделях рынка с отдельным рынком мощности прогнозный спрос, рассчитываемый регулятором на несколько лет вперед, прямо влияет на стоимость мощности и соответственно на параметры окупаемости инвестиционных проектов. Как правило, он завышается, что парадоксальным образом часто ведет не к росту, а к снижению цен на мощность из-за усиления конкуренции на аукционах мощности, и в свою очередь к невозможности получить расчетный доход на вложенный капитал. Но даже при относительно высоких ценах на мощность на аукционе последующее снижение фактического спроса ведет к вымыванию доходности на рынке электроэнергии из-за снижения расчетного КИУМ для таких станций, при том что эти доходы также учитываются при планировании инвестиционных процессов.

Эта история присуща не только рыночным юрисдикциям – в России, где конкурентный рынок мощности к началу инвестиционного цикла в генерацию в 2008-2010 гг. еще не был создан (впрочем он так и не был создан и поныне), эффекты от программы ДПМ получились ровно такими же – завышенный спрос привел к существенному избытку предложения и относительному торможению цен на рынке электроэнергии, хотя, конечно, в этом процессе были и другие причины. Теоретически однотоварные рынки в этом смысле более адаптивны ­– здесь регулятор не вмешивается напрямую в ценообразование, отражающее инвестиционный процесс, но для покрытия капитальных издержек нужны высокие цены в период дефицита мощности в системе, что ведет к высокой волатильности и частым периодам снижения надежности в системе. Кроме того, поскольку в одноставочных рынках прогнозы потребления оцениваются генераторами самостоятельно, их риски в целом становятся еще более высокими, что удорожает финансирование проектов. Именно поэтому на таких рынках мы чаще видим строительство новых мощностей по договорам PPA, различным вариантам опционов надежности, CfD и т.д.

В чем проблема? Очевидно в том, что традиционные большие станции стоят дорого при строительстве и модернизации – т.е. являются крайне капиталоемкими проектами, при том, что их опексы относительно невелики и к тому же сильно зависят от конъюнктуры на топливных рынках. Капексы в общей стоимости проекта в течение срока окупаемости, который на конкурентном рынке часто приближается к сроку жизненного цикла основного оборудования, составляют очень значимую относительно общей стоимости величину.

Рис. 3 (source WBK - PRG 2017)

Как видно из рис. 3 в американских реалиях доля постоянных затрат составляет от 90% в случае АЭС до 50 -20 % для ПГУ и газовых электростанций простого цикла.

Еще хуже на этот счет дела обстоят у нас, несмотря на «ручное» управление инвестициями через ДПМ – по расчетам МсKinsey у нас это соотношение составляет для газовых станций комбинированного цикла 2:1.

Рис. 4

Аналитики склонны винить в этом стоимость капитала, а также высокие риски и соответственно высокие ожидания уровней доходности у инвесторов. Это, наверное, правильно, хотя, на наш взгляд, тут есть о чем поговорить. И высокая стоимость капитала, и высокие риски в инфраструктурных проектах, ведущихся в основном государственными компаниями на деньги государственных банков по абсолютно регулируемых правилам и сценариям выглядят во многом оксюмороном. Похоже у нас чиновники и менеджеры госкомпаний на самом деле не так уверены в том, о чем они вещают публично с трибун. И на самом деле они в чем-то правы: у нас тоже есть ощущение, что рано или поздно все эти ручные проекты, которыми сегодня занимается Минэнерго, превратятся в тыкву – потерянные активы.

Вообще вопрос стоимости капитала на эти проекты является одним из самых важных и у них, и у нас, поскольку именно от этого зависит и доходность и сроки окупаемости и финальные инвестиционные решения. Понятно, что в рынке с учетом рисков дороже, особенно в в части акционерного капитала, желающего более высокую доходность – и именно это мы и наблюдаем, в частности в Европе –почти полное отсутствие инвестиций в крупные проекты генерации со стороны мэйджоров отрасли. Даже там, где они инвестируют, процессы согласования длятся годами, как например в Hinkley Point C3. Но вот почему так дорого у нас – объяснить можно только недоверием тех, кто принимает решения, к самим себе.

Но вернемся в рынок. Попытки сократить сроки окупаемости инвестиций за счет роста доходности и тем самым снизить риски цикличности ведут к росту стоимости в целом, и в условиях ценовой конкуренции при стагнирующем спросе выдавливают такие проекты с рынка либо на аукционах мощности, либо за счет сокращения фактора загрузки на рынке электроэнергии в дальнейшем. При этом даже при фиксации цены мощности на длительный период, как например в Великобритании – 15 лет для новых станций и 3 года для проектов модернизации – выручки со всех сегментов рынка для окупаемости вложенных средств с плановой доходностью по-прежнему может не хватать. Виной тому избыток предложения: даже в той же Великобритании, где к 2014 году сложились условия очень низкой прогнозной резервной маржи – всего лишь несколько процентов от пикового спроса – т.е. недостатка предложения, (из-за чего, собственно, и был введен рынок мощности), цена на 4 аукционах мощности подряд складывается крайне низкой, а последний аукцион и вовсе закрылся на рекордно низкой цене 8 € / kW в год (55 тыс. рублей за МВт в месяц) – «старые» мощности, в надежде остаться в работе или отложить финальное решение о закрытии до лучших времен, демпингуют, подавая на рынок заниженные заявки, конкурировать с которыми большие новые проекты традиционных электростанций не в состоянии.

Иными словами при балансе или небольшом избытке предложения – в условиях конкуренции – традиционные модели рынков работают успешно в инвестиционном процессе лишь при растущем спросе, влекущем за собой рост соответствующий рост цен. Вера в то, что цены на электроэнергию на период окупаемости больших проектов, а это 15 -20 лет, будут расти – основа принимаемых положительных решений об инвестировании в те или иные объекты. Именно на это современные классические модели рынков, собственно, и были рассчитаны в свое время при создании: и в Европе, и в Америке они вводились в периоды опережающего прогнозы роста спроса на электроэнергию. В периоды же стагнации спроса при том же избытке или даже балансе предложения, оказалось, что строить что-либо большое новое и модернизировать старое с приемлемыми рисками сложно и желательно делать это вне конкурентного рынка, оставляя последнему лишь нишу оптимизации почасовой и сезонной загрузки генерации по наименьшим опексам. Именно такой рынок с вариациями мы сегодня и наблюдаем у нас в России.

Конечно, было бы неправильно утверждать, что конкурентные рынки электроэнергии и мощности сегодня совершенно несостоятельны в инвестиционном процессе для традиционных больших станций, прежде всего ССGT. Такие новые мощности на них все-таки вводятся, хотя и в небольших объемах, старые модернизируются, рынки живут, производственные активы, они же силы в марксисткой терминологии, обновляются, значимо меняется их структура, но что еще важнее –обновляются отношения между субъектами рынков –то, что в СССР называли производственными отношениями. Причиной этих изменений как раз и являются те проблемы в рыночном инвестиционном процессе, которые обнаружились при стагнации спроса и избытке предложения. Как мы знаем из марксисткой политэкономии, именно несоответствие уровня развития производственных активов или сил и производственных отношений и есть причина и движущая сила кризисов и даже революций, порождающих в итоге новое начало и новое развитие. И там, где рынок был построен, оно состоялось.

Сегодня и перед Россией, и перед Америкой, и перед Европой стоят проблемы старения и выбытия старых генерирующих активов. И надо сказать, что российские задачи, кажущиеся нам такими масштабными по своему объему не на первом месте – в США в ближайшие 10-15 лет предстоит заменить примерно 50% термальной генерации или 480 ГВт стоимостью около $ 520 млрд. – 31, 2 трлн. рублей по текущему курсу (сравнивая с нашими то ли 1,35 трлн, то ли 3,5 трлн.).

Впечатляющая история и в Европе – возьмем хотя бы Северо-Западную:

Рис. 5 (source Timera Energy).

Очевидно, что такие масштабные задачи требуют тщательного внимания к отладке инвестиционных механизмов, так что в этом смысле мы не одиноки. Но мы к сожалению одиноки в том, что в отличие от других стран, прошедших рыночную либерализацию электроэнергетики, мы по-прежнему ищем решение в нерыночных механизмах, о чем и свидетельствует предлагаемая Минэнерго программа модернизации. А в Америке, как и в Европе, ищут, порою трудно, но в конце-концов находят как раз рыночные механизмы. Распределенная генерация или распределенные ресурсы, о которых у нас много говорят, но официально считают перспективными только в удаленных и изолированных зонах, на самом деле во многом и являются тем самым ответом настоящего рынка на проблемы высокой цикличности инвестиций в электроэнергетике, неопределенностей при планировании и высоких рисков неокупаемости проектов, потерянной для инвесторов стоимости. Технологии, позволяющие вместо одного гиганта построить десять небольших распределенных автоматизированных на цифровом уровне и при этом мобильных источников или уменьшить на заданную величину спрос в системе, причем по примерно той же цене за кВт мощности или даже чуть дороже, чем у больших станций, решают важнейшую проблему – гибкости планирования с учетом факторов волатильности в современной экономике. Знаменитый уже «сколковский график» здесь как раз очень к месту: цена ошибки планирования инвестиций при использовании распределенных ресурсов на порядок меньше.

Рис. 6 (source ЭЦ МШУ Сколково)

И это мы видим уже сегодня: в Великобритании именно пиковые активы при депрессивных ценах на вновь введенном рынке мощности в последние годы стали «пиком сезона». До такой степени, что регуляторам пришлось принимать ряд мер, чтобы сдерживать их наступление на рынке: в частности лишать возможности дополнительных заработков за счет снижения спроса ритейлеров в моменты замеров мощности, потребляемой из магистральной сети (ритейлеры отдавали им до 90% экономии) и других аналогичных оппортунистических общим издержкам и общественному благу, по мнению регуляторов, бенефитов. Но и это не помогло поднять цены на рынке мощности, достаточные для запусков проектов CCGT. И вот в таких условиях некоторые отважные utilities, тем не менее запускают проекты новых больших станций с беспрецедентным кпд в 56% без всякой поддержки со стороны рынка мощности. Почему? Потому что они верят, что цены на электроэнергию на конкурентном рынке, где ценоформирущими станциями становятся теперь пиковые мощности с высокими переменными издержками, в конечном счете существенно вырастут, что даст им возможность подождать соответствующего роста цен и на рынке мощности с учетом перспектив выбытия значительных объемов генерации в ближайшие годы. В США огромные деньги, которые предполагается потратить на новые газовые мощности в ближайшие 12 лет – около одного триллиона долларов – предлагается потратить на альтернативные проекты: управление спросом в широком смысле (demand flexibility), ВИЭ, накопители.

Рис. 7 (source Rocky Mountain Institute May 2018)

Понятно, что в итоге будет найден какой-то компромисс, но это будет движением вперед и развитием, как традиционных, так и новых решений, а не застой и поддержка любой ценой (что для Минэнерго стало общим местом на фоне "геополитических вызовов") столетних технологически отсталых неэффективных активов.

Так работает рынок – решая проблемы по мере их поступления, с учетом целей и задач, ставящихся правительствами, которые отвечают за них политически, но исходя из объективной реальности.

И так, к сожалению, решаются вопросы, определяющие судьбы отрасли на десятилетия вперед, у нас.

Авторы выражают признательность коллегам Борису Шапиро (Boris Shapiro) из Levitan & Associates, US и Владимиру Сидоровичу автору и редактору Renen.ru за ссылки на материалы, использованные при подготовке данной статьи. Упоминание фамилии Шапиро в названии статьи никак не связано с уважаемым Борисом Шапиро и является случайным совпадением.