FICHA FS SECTOR
RUSIA
El programa de modernización de centrales térmicas en Rusia
A. CIFRAS CLAVE
Rusia es el cuarto mercado de la energía en el mundo en términos de producción y consumo de energía eléctrica, después de China, EE. UU. y la India. En 2018 la producción eléctrica en Rusia ascendió a 1.049 millones de kWh mientras que en los nueve primeros meses de 2017 la cifra era de 769.000 millones de kWh. Rusia es un exportador neto de electricidad y capacidad. En 2018, la producción de electricidad superaba el consumo en 21.600 millones de kWh. El sector de la energía eléctrica es uno de los diez que más contribuyen al PIB de Rusia. En 2018 este sector representaba el 2,6% del PIB del país.
Datos Población (Millones hab.) 146,8 PIB per cápita (USD) 9.260 Crecimiento del PIB 2018 (en %) 2,3 Crecimiento del PIB 2019 (en %) 0,2 Riesgo país/ Clima de negocios BC Electricidad generada por plantas térmicas (en %) 63 Electricidad generada en el mes de noviembre de 2019 (en GWh) 93.200 Crecimiento del consumo de energía en 2019 (en %) 3,8
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
B. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO B.1. La situación de la energía eléctrica en Rusia
Rusia actualmente ocupa el cuarto y quinto lugar del mundo, respectivamente, en términos de producción de electricidad y de capacidad instalada de centrales eléctricas. La industria energética de Rusia es uno de los complejos tecnológicos más grandes del mundo, proporcionando un suministro de energía ininterrumpida a los consumidores del país. Esta importante capacidad de producción fue heredada por Rusia de la URSS en la década de los 90. Los años subsiguientes de recesión económica y la posterior transformación de la economía tras la crisis, la reorganización de la gestión y la reforma del entorno económico en la propia industria energética durante casi dos décadas, han puesto de relieve las necesidades de renovación de la capacidad de generación de la industria.
La generación de electricidad se basa principalmente en combustibles como el gas (46%) y el carbón (18%), y en otras fuentes como la energía hidroeléctrica (18%) y la energía nuclear (17%). El 60% de la generación térmica (gas y carbón) proviene de plantas combinadas de calor y energía.
Rusia exporta el exceso de su producción eléctrica a otros países. Los principales importadores de electricidad del país son Finlandia con un 26% de la estructura real de exportaciones en electricidad, China con un 15,3%, Bielorrusia con un 12,5%, Ucrania, 12,5% y Lituania, 10,3%.
A raíz de las reformas llevadas a cabo en el sector durante la primera década del siglo XXI apareció en Rusia un competitivo mercado eléctrico mayorista. Este sector representa una industria muy importante en vista de las necesidades energéticas de la población. La industria de la energía térmica coexiste con la de la electricidad, ya que la mayoría de las plantas de energía además de generar calor producen electricidad.
De la misma forma que sucede en los sectores del petróleo y del gas natural, varias instituciones gubernamentales y agencias reguladoras están involucradas en el sector eléctrico. El Ministerio de Desarrollo Económico1 supervisa las tarifas y la inversión en el sector energético, mientras que el Ministerio de Energía2 está a cargo de la política energética general, incluido el desarrollo del marco legal para el sector eléctrico y la aprobación de los planes de inversión para el sector. También están presentes organizaciones como el Administrador del Sistema Comercial (ATS)3, principal operador y encargado del mercado diario de energía, o el Consejo de Mercado4, encargado de aplicar la legislación en materia energética y de participar en la toma de decisiones acerca de las mejoras referentes al mercado.
El sector eléctrico ruso experimentó una serie de restructuraciones entre 2006 y 2008, lo que resultó en que una gran parte de él se privatizara. Esta reforma requirió que el sector se desagregase, separando la industria en dos partes: una primera, formada por los activos de generación competitiva, principalmente en manos de la propiedad privada, y una segunda formada por activos de transmisión regulada, bajo el control del Estado. Por lo tanto, ninguna compañía está autorizada a gestionar a la vez activos de generación y transmisión.
En Rusia, con el fin de controlar el precio de la electricidad, el territorio fue dividido en dos partes o zonas de precios. Una primera zona de precios no regulados que incluye la parte europea de Rusia y los Urales, una segunda zona, también no regulada, que incluye Siberia y tres zonas aún reguladas en el norte del país en la zona del lejano oriente. En la primera zona son más comunes las plantas térmicas mientras que en la segunda lo son las centrales hidroeléctricas.
A diferencia del sector eléctrico, que se divide en segmentos geográficos de gran tamaño en función de las bandas de precios y de la combinación de un gran número de regiones, la energía eléctrica es un mercado propiamente regional. Esto se debe a la imposibilidad de transportar el calor a través de largas distancias, debido al alto nivel de pérdidas durante la transmisión a través de las redes de suministro. El principal consumidor de energía térmica es la población, con una proporción en la estructura de consumo de aproximadamente el 57%.
1 Página web del Ministerio de Desarrollo Económico de la Federación de Rusia: http://economy.gov.ru/en/home 2 Página web del Ministerio de Energía de la Federación de Rusia: https://minenergo.gov.ru/en 3 Página web del Administrador del Sistema Comercial: https://www.atsenergo.ru/ 4 Página web del Consejo de Mercado: http://www.en.np-sr.ru/en/srnen/index.htm
2 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
La producción de calor en Rusia depende de diversos factores, como las condiciones meteorológicas y la duración de la temporada de calefacción. En 2016, la cantidad de producción de energía térmica ascendió a 1.284 millones Gcal. La mayor parte se produce tradicionalmente a través de calderas y plantas de energía térmica: 46,5% y 45,9%, respectivamente.
B.2. DPM-1
El primer intento de recuperación a gran escala de la actividad de inversión en la industria eléctrica rusa se produjo a través del programa para modernizar el equipamiento de las antiguas plantas de energía térmica (TPP) bajo contratos de puesta a disposición de capacidad (DPM)5. Se garantizaba un retorno de la inversión a través de un mayor pago de los consumidores.
Este programa se inició con la intención de introducir una mayor capacidad de generación energética en el mercado a cambio del ofrecimiento de garantías de pago mediante tarifas especiales que asegurasen el retorno del capital invertido. Esto permitió introducir, a partir de 2008-2010, alrededor de 30 GW de capacidad provenientes de las TPP sobre la base de nuevas tecnologías, incluidas tecnologías especialmente innovadoras para la industria eléctrica rusa.
Sin embargo, el rígido marco administrativo del programa de DPM, que en su origen se planteaba como una solución para cumplir con las expectativas de intenso crecimiento de la demanda, no permitió la adaptación a la nueva situación económica, convirtiéndose así en un mero mecanismo para el reemplazo de los generadores de capacidad más antiguos. Como resultado, se mantuvieron los problemas de la actual red de centrales eléctricas. Esto es, un aumento simultáneo del exceso de capacidad en el sistema unificado de la energía ruso (UES) y un aumento proporcional en la carga de precios sobre los consumidores. A pesar de la gran escala del programa, la implementación del DPM solo permitió estabilizar la antigüedad promedio de los equipos de las centrales térmicas, y reducir ligeramente la antigüedad de las TPP de gas.
El auge de la inversión en el sector eléctrico se convirtió entonces en una oportunidad para la modernización activa de la industria rusa de ingeniería eléctrica. La mayoría de los proyectos se implementaron sobre la base de equipos modernos, pero importados, y el Estado ruso no propuso mecanismos apropiados para una política industrial activa que permitiera la transición de la importación de productos terminados a la importación de nuevas tecnologías, pero con localización de la producción en Rusia.
A pesar de que el aumento del rendimiento energético no era el objetivo principal del programa DPM, en los últimos 10 años la puesta en marcha de unos 30 GW provenientes de plantas de ciclo combinado, a la vez que el cambio en la estructura de la producción de electricidad en favor de nuevos equipos llevó a un notable 7% de reducción en el consumo específico de combustible: de 335 a 312 g/kWh.
En la actualidad está previsto, sin embargo, que esta reducción en el consumo se estanque. Así, en 2030 esta no llegará a poder cruzar la barrera de los 300g/kWh. Es por eso por lo que, en ausencia de un mecanismo especial para mejorar la eficiencia energética en la industria, resulte estratégicamente necesario reorientar el programa hacia la selección prioritaria de proyectos de eficiencia energética. Al analizar las implicaciones económicas, se observa que el aumento en el mercado eléctrico de los volúmenes de suministro producido por los bajos costos de combustible ejerce una presión considerable sobre el precio de la electricidad para el consumidor final.
Un grave factor disuasivo para la implementación de este escenario son las restricciones a la disponibilidad de nuevas tecnologías, pues, como se ha mencionado anteriormente, existe falta de producción nacional de equipos nuevos y numerosos desincentivos y riesgos al comprar y dar servicio a equipos importados.
Todo ello se complica debido a la baja coordinación intersectorial de programas para la renovación de la energía térmica y al escaso desarrollo del estado de la ingeniería eléctrica en Rusia. Esto da lugar a una situación en la que se intenta minimizar los riesgos de realizar pedidos de equipos nuevos y modernos para seguir con elementos individuales de tecnología más antigua pero ya probada.
5 DPM es la traducción del nombre ruso ДПМ — договора о предоставлении мощности.
3 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
B.3. Limitaciones del sector eléctrico en Rusia
Uno de los principales factores limitantes en el sector de la energía eléctrica y térmica en Rusia es el alto grado de desgaste que sufren los equipos principales de generación y la red de distribución de la energía. La reducción del consumo de energía, en el contexto de la disminución de la producción industrial durante la década de 1990, el pago irregular e incompleto del suministro eléctrico y la falta sistemática de fondos propios para actualizar los activos fijos, dieron como resultado que, durante muchos años el sector eléctrico no recibiera la suficiente inversión, lo que a la larga provocó un grave deterioro de los equipos de generación energética.
Alrededor del 46% de la capacidad instalada en Rusia se ha introducido antes de 1980, es decir, hace más de 39 años. En este escenario, más de 90 GW de energía proveniente de equipos de turbina de vapor se encuentran al final de su vida útil. A pesar de los programas de modernización y de nueva construcción de plantas de energía, tanto para energía tradicional como para la renovable, la participación de equipos de energía modernos en Rusia en los últimos años sigue siendo bastante baja. La falta de inversión en la renovación de los activos fijos, así como en su reconstrucción y modernización, puede conducir a limitaciones técnicas y a la reducción de la fiabilidad de las fuentes de alimentación.
Uno de los principales desafíos a los que se enfrenta la industria energética rusa en el futuro próximo es la necesidad de tomar decisiones de inversión a gran escala en relación con las decenas de plantas de energía térmica (TPP). Estas plantas fueron comisionadas hace 40 o 50 años y se aproximan al final de su vida. Entre 2025 y 2035 será necesario desmantelar, modernizar o reemplazar la mayor parte de las plantas, que suman en total una capacidad de 70 GW.
Al mismo tiempo, las previsiones de cambios en la demanda de electricidad (basadas en modelos de futuros desarrollos socioeconómicos en Rusia) muestran que para el año 2035, se producirá un aumento en la tasa de crecimiento anual compuesta de entre 0,9% y 1,2%, lo que conllevaría a un aumento de la demanda energética de entre 35 y 46 GW. Esta nueva demanda se cubrirá través de las nuevas centrales hidroeléctricas, del aumento de la energía nuclear y, además, mediante las energías renovables, obteniendo así una cantidad de energía combinada de 14,4 GW. La finalización de las centrales térmicas actualmente bajo construcción proporcionaría 6,1 GW adicionales. Por lo tanto, y teniendo en cuenta el uso de las instalaciones excedentes ahora disponibles (aproximadamente 32 GW en 2016), para el año 2035 la necesidad de generación eléctrica en Rusia sería del orden de entre 54 y 66 GW.
La mayor parte de la capacidad de generación existente de las centrales térmicas rusas ha estado operativa durante demasiado tiempo. En los últimos años, la edad media de los equipos de turbinas de vapor se ha mantenido estable, alrededor de 32 años para todas las plantas de TPP, y 31 años para las plantas de cogeneración (CHP).
Si actualmente la edad media de las plantas térmicas existentes es ligeramente superior a 30 años, tras la finalización, durante los próximos 2 a 3 años, de los proyectos de construcción de la plantas en curso, y sin iniciar un nuevo ciclo de inversión para actualizar la capacidad existente, la edad media de las plantas volverá a verse incrementada. Bajo este escenario, para el año 2025 se espera que su vida media supere los 40 años y, para las plantas de carbón, los 45 años.
En el período hasta 2025, será necesario tomar decisiones sobre la capacidad actual de las centrales térmicas en Rusia (aproximadamente 60 GW) que han llegado al final de la vida útil de sus activos fijos hace mucho tiempo y están funcionando dentro de su vida extendida y asignada. Es por ello por lo que que en Rusia existe una necesidad imperiosa de adquirir equipos para las centrales energéticas tanto de suministradores nacionales como extranjeros.
El consumo total de electricidad en Rusia ha decrecido en la segunda década del siglo XXI. Entre las causas se pueden encontrar la crisis económica y la reducción del consumo en las zonas industriales. En 2017 el consumo era de 1.000 millones de KWh, mientras que en 2018 el consumo alcanzaba los 890.000 millones de kWh. Esta disminución dio como resultado un significativo exceso de capacidad en TTP y CHP, del 30% y 15% de la capacidad instalada, respectivamente.
4 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
A este exceso de capacidad se le añade que, a menudo, para proporcionar energía a nuevos clientes, en lugar de aumentar la carga en la estación de energía térmica existente a través de mecanismos como la reconstrucción y la modernización de redes de energía, se realizan obras nuevas de construcción y de puesta en servicio de nuevas instalaciones para el suministro, lo que conduce a un aumento adicional de tarifas y subsidios fiscales. Este uso ineficiente de la capacidad de generación no sólo incrementa la carga sobre en el consumidor, sino que también evita la actualización de los equipos energéticos.
B.4. La modernización actual de los equipos de generación (DPM-2)
Anteriormente se señaló el alto grado de depreciación de los activos fijos en la industria eléctrica, concretamente el de las plantas de energía térmica. El primer programa DPM, desarrollado en el período 2008-2010, logró resolver parcialmente este problema mediante la atracción de inversión privada hacia la modernización de los equipos de generación eléctrica. Desde la introducción de este mecanismo se lograron alrededor de 30 GW de potencia más 5 GW de sobrecapacidad. A mediados de 2017, la cifra alcanzaba el 11,6% de la capacidad total instalada en el sector (27,7 GW). A finales de 2018 se introdujeron 2,1 GW más, con lo que se dio por cerrado este primer programa de modernización.
El DPM-2 se inició en Rusia en 2019, como un programa similar a su primera versión, para modernizar los antiguos TPP bajo contratos de puesta a disposición de capacidad (DPM), garantizando un retorno de la inversión a través de un mayor pago de los consumidores. El objetivo previsto para 2031 era actualizar aproximadamente 41 GW de capacidad. El programa quedó recogido en el Decreto n.º 43, de 25 de enero de 2019, preparado por el Ministerio de Energía de acuerdo con las instrucciones del Presidente de Rusia después de una reunión sobre el desarrollo de la industria de la energía eléctrica el 14 de noviembre de 2017 (n.º Pr-2530 de 12 de diciembre de 2017).
Inicialmente, el Ministerio de Energía ruso había declarado que los recursos financieros necesarios para la modernización de las capacidades de generación térmica equivaldrían a 21.000 millones de euros. Sin embargo, tras realizar cálculos actualizados, teniendo en cuenta las perspectivas de desarrollo de las compañías eléctricas, se estima un presupuesto de 49.000 millones de euros de aquí a 2035, con el fin de invertir en la construcción y modernización de las instalaciones eléctricas del país. La cantidad de dinero se refiere a los recursos financieros que se originan después de la realización del programa DPM para la modernización de los equipos empleados en centrales térmicas, la mejora de la capacidad energética de los centros y la innovación del sector de la electricidad.
Uno de los objetivos del programa es también la producción local del equipo empleado en el programa en la Federación de Rusia. De esta manera se logrará una innovación en el sector de la ingeniería eléctrica, a la vez que se incentiva la producción de equipos modernos en suelo nacional.
Los proyectos se seleccionarán teniendo en cuenta una serie de criterios al realizar las licitaciones en aquellas regiones donde exista la mayor necesidad de modernizar la energía térmica. La selección se realizará de dos maneras distintas: una automática de competición entre los proyectos propuestos por las empresas energéticas, y otra de selección discrecional, realizada por el Ministerio de Energía atendiendo a los requisitos de necesidad de las regiones afectadas.
Los criterios para la selección de proyectos para la modernización de centrales térmicas en virtud de acuerdos de suministro de capacidad fueron establecidos por el Ministerio de Energía ruso, teniendo en consideración criterios propuestos por otros departamentos gubernamentales como el Ministerio de Desarrollo Económico.
Para la selección de proyectos propuestos se tendrá en cuenta cuánta energía térmica ha producido la planta en los últimos años y cuánto se espera que produzca tras someterse al programa de modernización. Además, la selección tendrá en cuenta la depreciación de los equipos generadores y el precio de la electricidad y de la energía para los consumidores industriales.
Se otorgará preferencia a los proyectos que conlleven el uso de equipos innovadores, que aún no se hayan producido en Rusia. También se favorecerán aquellos proyectos que promuevan la transición de las instalaciones hacia el uso de gas como fuente de combustible y aquellos que incluyan la sustitución de calderas. Para los
5 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA proyectos localizados en Siberia, también se tendrá en cuenta si el proyecto contempla medidas ambientales. Estos criterios, sin embargo, pueden estar sujetos a modificaciones futuras.
En 2019 se realizó un concurso para las fechas de 2022-2024, y otro en el cuarto trimestre del año para la etapa de 2025. Del 13 al 15 de marzo de 2019, se recibieron los parámetros técnicos de los proyectos de modernización anunciados para la selección para la primera etapa de 2022 a 2024. Durante este período, 33 participantes enviaron 380 solicitudes para 82 plantas de energía y 164 plantas de generación.
De acuerdo con las reglas de selección, los participantes tenían derecho a presentar 3 solicitudes diferentes para cada instalación energética, con una lista de medidas de modernización para cada una. Sobre las bases de estas propuestas, el Administrador del Sistema Comercial (ATS) era el encargado de establecer el límite en el coste de la implementación de cada uno de los proyectos anunciados. Tras esta primera fase, y al aplicar los límites establecidos, en el período del 1 al 2 de abril de 2019 se eligieron 127 ofertas con una capacidad instalada total de 21,8 GW, una cifra 2,3 veces superior a la cuota establecida para la selección.
Finalmente se compuso una lista preliminar de proyectos seleccionados para la modernización de las instalaciones generadoras, en la que se incluían 30 proyectos de 11 empresas generadoras, con una capacidad total de 8,6 GW.
Se añadieron también 13 propuestas de proyectos adicionales, cuyas características técnicas y/o de coste no cumplían con los requisitos de selección, pero para las cuales se proporcionó una justificación de la necesidad de su implementación. De esta lista se eligieron proyectos que igualasen el 15% de la cuota establecida para la selección de proyectos de modernización, de acuerdo con los criterios de necesidad desarrollados por el Gobierno de la Federación de Rusia.
La lista final de plantas objeto del programa de modernización con inicio de suministro de energía en 2022- 2024 incluye 45 proyectos de 18 empresas generadoras, con una capacidad instalada total de 11 MW6. De esa cifra, la comisión gubernamental determinará de manera discrecional hasta 1,65 GW de potencia, de los cuales 1,32 GW se actualizará en la parte europea de Rusia y en los Urales y 330 MW en Siberia. Bajo esos criterios, las centrales térmicas son la prioridad, así como los proyectos de modernización que incluyan el reemplazo de unidades básicas, a diferencia de lo ocurrido en selecciones anteriores. La inversión total determinada por los resultados de la primera selección será de unos 1.700 millones de euros. El volumen previsto de todo el programa de modernización de la generación térmica es de 2.700 millones de euros. La selección para la primera zona de precios aparece en la tabla siguiente:
Empresa Planta Capacidad Perm CHPP-9 380 MW T Plus Izhevskaya CHPP-2 125 MW
Avtovskaya CHP 236 MW Gazprom Energoholding (GEC) Voronezh TPP-1 (TG-8) 30 MW
LUKoil Krasnodar CHP 450 MW
Tafnet Nizhnekamsk CHP 195 MW
Enel Rusia Nevinnomysskaya GRES 50 MW
Quadra Smolensk CHP-2 130 MW
Fuente: JSC SO UES.
6 Resultados de la selección de plantas para el periodo 2022-2024 a tenor del decreto de 27de diciembre de 2010, n.º 1.172 y válido para la fecha de publicación: http://monitor.so-ups.ru/?P=42&DocumentID=352
6 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
El 81,5% o 7.017 MW de energía seleccionada para el programa se ha concedido a proyectos de modernización de plantas de energía del distrito estatal, que soportan principalmente carga eléctrica. Sólo el 18,5% o 1.593 MW de energía se destinaron a las plantas de cogeneración, la mayoría de las cuales se encuentran en la segunda zona de precios, en el Distrito Federal de Siberia. Al mismo tiempo, en la primera zona de precios, donde se concentra el 72% de todos los TPP en Rusia, sólo se seleccionaron tres TPP, dos de las cuales se encuentran en Moscú: TPP-22 y TPP-23 de Mosenergo PJSC. Sólo una CHPP de la primera zona de precios se encuentra ubicada fuera de la región de la capital, en la ciudad de Salavat, Novo-Salavat CHPP.
La selección en la segunda zona de precios fue la siguiente:
Empresa Planta Capacidad Krasnoyarsk CHP-1 320 MW Siberian Generating Company Krasnoyarsk CHP-3 185 MW
Irkutskenergo Irkutsk HPP-6 65 MW
Fuente: JSC SO UES.
La siguiente selección de proyectos de modernización para el año 20257 se llevó a cabo antes del 1 de septiembre de 2019. En total, se actualizarán 4 GW de capacidades: 3,292 GW en la parte europea de Rusia y los Urales (primera zona de precios) y 732 MW en Siberia (segunda zona de precios). El 28% de la capacidad total asignada ha sido concedida a Inter RAO.
Empresa Planta Capacidad Karmanovskaya 330 MW Inter RAO Kostroma 660 MW Omsk TPP-4 135 MW
Unipro Surgut-2 830 MW
Surgut GRES-1 190 MW 2 Surgut GRES-1 215 MW
Gazprom Energoholding (GEC) Kirishskaya TPP (G-4t) 65 MW TPP-21 Mosenergo (TG-7) 80 MW
CHP del norte (TPP-21) 100 MW Sredneuralskaya GRES (TG-6) 120 MW Enel Rusia Nevinnomysskaya TPP (TG-3) 80 MW Sredneuralskaya GRES (TG-7) 120 MW Irkutsk TPP-10 (TG-5) 150 MW Irkutskenergo TPP Ust-Ilimskaya (TG-3) 110 MW T Plus TPP Samara (TG-4) 125 MW Quadra Voronezh TPP-1 (TG-8) 30 MW Biyskenergo Biyskaya CHPP-1 (TG-6) 110 MW Fuente: JSC SO UES.
7 Resultados de la selección de plantas para el periodo 2025 a tenor del decreto de 27 de diciembre de 2010, n.º 1.172 y válido para la fecha de publicación: http://kom.so-ups.ru/Generic/Form_A.aspx?FormMode=View&RecordId=C61FF468-A7C3-4399-BBA8- 3262ED42A40A&EntityId=Documents
7 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
Tras este listado de adjudicaciones se reveló también que el precio de la electricidad de tarifa única en la primera zona de precios aumentará en un 3,9% en comparación con 2024, a 1.804 rublos por MWh. En la segunda zona de precios la cifra disminuirá un 6,85% a 1.981 rublos por MWh.
Estos contratos de suministro de energía se introdujeron con el objetivo de atraer inversiones para la modernización del sector energético, garantizando a los inversores la devolución de los fondos aportados con un rendimiento fijo. La mayoría de la capacidad fue producida como resultado del proceso competitivo entre plantas, cuyos adjudicatarios tienen garantizado un beneficio básico del 14%. Este tipo cubre los posibles riesgos para el inversor privado.
El Gobierno ruso se encuentra ante un dilema: elevar el nivel de rentabilidad por encima del 14% actual o afrontar el riesgo de salida a largo plazo de inversiones en proyectos del sector. Ello causaría un daño estructural a todo el sistema de rendimientos garantizados de las inversiones en la generación eléctrica rusa y podría conducir a una importante salida de inversiones del sector.
Los DPM brindan a los participantes del mercado un rendimiento garantizado de la inversión en nueva capacidad de generación y además forman el 80% del EBITDA total de la industria, siendo un elemento clave para atraer inversiones privadas al sector. Una disminución en estas inversiones podría provocar una aceleración en la depreciación del sector, que es un pilar de la economía del país.
Los inversores deben tener en cuenta el riesgo de una cancelación repentina de los contratos de suministro de energía (DPM) y, en consecuencia, comenzar a imponer un mayor WACC (costo promedio del capital) para el sector de generación de energía de la Federación de Rusia8.
B.5. Críticas a los DPM
Una de las críticas que se le hace al DPM es la insuficiencia del programa para satisfacer todas las necesidades de modernización urgente del sistema de centrales térmicas ruso. La cuota ofertada por el Gobierno para la modernización de las instalaciones de energía tenía una capacidad instalada considerablemente inferior al monto de solicitudes presentadas, que fue varias veces superior. Aunque la mayoría de los proyectos presentados fueron descalificados al no cumplir con los criterios de selección establecidos en las bases. La comisión tiene en cuenta distintos factores como los aspectos económicos del proyecto, la eficiencia, la innovación del proyecto o el estado técnico del objeto de modernización.
Otra crítica es que el programa no conducirá a una renovación importante de las centrales térmicas. Uno de los principales objetivos del programa de DPM era la mejora de la situación de las centrales térmicas del país atendiendo en la selección realizada a criterios como las necesidades de las regiones, las reservas de energía y la edad del equipo empleado en ellas.
Tras conocerse la primera tanda de proyectos seleccionados para el programa de 2022-2024, se comprobó que estos objetivos no se cumplían del todo. De las plantas seleccionadas para la modernización, una capacidad de 5,5 GW se ubica en regiones donde la edad promedio de los equipos es inferior a la media de las centrales térmicas de Rusia (33 años).
Después de la modernización, la edad media de las estaciones en la región de Tiumen disminuirá de 27,6 a 25 años. Por otro lado, en la industria energética de las regiones de Murmansk, (Apatitskaya CHPP y Murmanskaya CHPP, propiedad de TGK-1) y Tver (Konakovskaya GRES Enel Rusia), donde la antigüedad media de las centrales térmicas es de más de 50 años, no se han establecido, aún, proyectos para los próximos años.
Tampoco en la región de Sarátov, donde la edad media del equipo es de aproximadamente 45 años y hay cuatro estaciones de T Plus, ni en la central más grande de Tatarstán (con una edad media de algo más de 43 años), que pertenece a Tatenergo, se ha seleccionado ningún proyecto de modernización.
8 Para ver más noticias sobre los procesos de selección, los mecanismos de control y los parámetros aplicados, se puede acudir al siguiente enlace en ruso: http://kom.so-ups.ru/Generic/List_A.aspx?EntityId=News
8 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
El mecanismo de selección competitiva del programa DPM no supuso ninguna mejora para las centrales más antiguas y, debido al alto nivel competitivo del sistema de precios altos, sólo los proyectos parciales y las reparaciones importantes de centrales eléctricas con bajos costos unitarios de capital se incluyeron entre los adjudicatarios. Hasta la fecha, el alcance de la modernización declarada no supera el 30%, siendo las inversiones del programa en muchos casos inferiores a las de los sistemas de reparación y modernización actuales.
B.6. Principales actores
Ministerio de Energía de Rusia: es quien inicia la revisión necesaria de las bases legislativas del funcionamiento y desarrollo del sector eléctrico y de la operativa y reforma del mercado, así como de los aspectos técnicos de la regulación. Por otro lado, también es el encargado de marcar los indicadores de la política nacional de energía a largo plazo para el desarrollo del mercado y de la industria eléctricos, incluyendo fijación de precios, impuestos fiscales y ambientales, requisitos para la diversificación del mix energético, programas de eficiencia del combustible, renovación tecnológica, tasas de emisión, etc. Administrador del sistema comercial (ATS): es el mayor operador del mercado diario de la electricidad. Forma la infraestructura de la información y de la comunicación para los intercambios diarios, proporciona el suministro principal y el proceso de optimización de las ofertas presentadas, forma los balances comerciales óptimos, calcula los precios marginales por hora y realiza todas las transacciones financieras necesarias entre proveedores y consumidores. Consejo de Mercado (Совет Рынка): se trata de una organización autorreguladora sin ánimo de lucro, formada por representantes de todas las partes del mercado eléctrico ruso. El Consejo realiza tareas de implementación legislativa y desarrolla el funcionamiento general del mercado. Sus principales objetivos incluyen: apoyar y desarrollar la operación de la infraestructura comercial del mercado mayorista, garantizar una relación eficiente entre los mercados mayoristas y minoristas, crear condiciones favorables para atraer inversiones a la industria de la energía eléctrica, etc. El Consejo participa en la elaboración de las reglas y regulaciones que se aplican en el mercado de la electricidad, mantiene el registro de participantes, lleva a cabo la resolución de disputas, controla la adhesión de los participantes. Debido a que integra a todos los grupos de entidades del mercado, el Consejo actúa como la única plataforma de negociación y, de hecho, cumple la función de comité de expertos para las decisiones de mejora del mercado. Siberian Generating Company (SGK): la empresa rusa SGK controla la generación térmica y las redes de calor que formaban parte de Kuzbassenergo y Yeniseyskaya TGK (TGK-13), al separarse de OAO RAO UES9. En total, la compañía cuenta con 24 centrales térmicas y centrales estatales con una capacidad de 10,9 GW de electricidad y 23.900 Gcal/h de calor. En los últimos años, SGK ha experimentado un incremento en los acuerdos de fusiones y adquisiciones. A principios de 2018, cerró un acuerdo para adquirir el 78% de las acciones de SIBECO y en junio de 2019 firmó la adquisición de la planta de Reftinskaya GRES de ENEL, la planta de energía térmica de combustible sólido más grande de Rusia. La compañía también se incorporó al nuevo ciclo de inversión en el sector energético, como parte del programa de modernización de las antiguas centrales térmicas, para las plantas CHP-1, CHP-2 y CHP-3 de Krasnoyarsk y Tom-Usinskaya GRES.
OGK-2: es la mayor compañía rusa de generación térmica con una capacidad instalada de 18,96 GW y un ingreso anual de alrededor de 1,6 billones de euros. Las actividades principales de PJSC OGK-2 son la producción y venta de energía eléctrica y térmica. Como parte del programa de inversión, se construyeron 3,7 GW de nueva capacidad, confirmados por los acuerdos de suministro de capacidad (CDA). Al elegir el equipo objeto del plan de modernización, la empresa da prioridad a las tecnologías altamente eficientes de ciclo de vapor y gas y a las tecnologías más innovadoras de combustión de carbón. En 2017, el volumen de producción de las plantas sujetas al programa PDM supuso el 16% del total.
9 OAO RAO UES fue un holding de energía eléctrica ruso. Controlaba aproximadamente el 70% de la capacidad eléctrica instalada del país, el 96% de la red de alta tensión y más del 70% de las líneas de transmisión. Además del mercado ruso, RAO UES exportaba electricidad a Escandinavia y a otros países miembros de la CEI. El final de la compañía se produjo con la privatización masiva de la industria eléctrica, con el objetivo de alcanzar alrededor 79.000 millones de dólares en inversiones. En total, 6 empresas de generación del mercado mayorista de electricidad y 14 empresas de generación territorial continuaron, tras la reorganización, operando como entidades independientes.
9 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA
T Plus: es una empresa rusa de generación eléctrica parte del Grupo Renova. Hasta 2014 actuaba bajo el nombre de IES Holding. T Plus incorpora activos de las empresas generadoras territoriales TGC-5, TGC-6, TGC-7 y TGC- 9. Es la mayor empresa privada de calefacción y generación eléctrica del país, llegando a controlar el 7% de la generación eléctrica y el 10% del mercado de calefacción. La empresa planea incluir una serie de proyectos en el nuevo programa de DPM, en el que se espera que las instalaciones se seleccionen bajo el modo manual. El 15% de la capacidad seleccionada ya se incluyó en la reserva del Gobierno ruso, que se distribuirá entre las empresas de generación en modo manual.
Tatenergo: es una de las mayores empresas generadoras regionales de la Federación Rusa. Su principal actividad es la producción de energía eléctrica y térmica en las centrales eléctricas de JSC Tatenergo, que se encuentran incluidas en un solo sistema de energía. La capacidad eléctrica instalada de JSC Tatenergo es de 5.384,9 MW, en los que se incluye la capacidad de todos los TPP de 4.179,9 MW (77,6%) y la capacidad del HPP de Nizhnekamsk es de 1.205 MW (22,4%). La compañía propuso la modernización a través de DPM de la planta de Zainsk TPP, una planta de 2,2 GW en Tartarstán. Se espera que después del proyecto de modernización, el consumo específico de combustible en la planta se reduzca a la mitad, la eficiencia supere el 64%, la carga aumente al 85% y la generación de electricidad se incremente en un 70%. Además se prevé una reducción en el precio de la electricidad del 3,48%.
Fortum: es una empresa líder en el campo de la energía limpia, que suministra a sus consumidores electricidad, calor y frío, y también ofrece soluciones inteligentes para un uso más eficiente de los recursos energéticos. La empresa planea alterar radicalmente su planta Chelyabisnk CHP-2 de lignito a gas, un ejemplo de una innovación en la producción de energía hacia un enfoque más respetuoso con el medio ambiente y más eficiente. Uno de los requisitos para participar en el programa de DPM. La planta combinada de calor y energía quema anualmente 1 millón de toneladas de carbón, como resultado, alrededor de 15.000 toneladas de sustancias nocivas se emiten a la atmósfera. El coste del proyecto de modernización se vería compensado con la alta eficiencia energética del gas como combustible.
RusHydro: con una capacidad de generación eléctrica instalada de 39,4 GW, RusHydro es una de las compañías de generación energética más grandes de Rusia, además de ser única propietaria de una central térmica en el Lejano Oriente. En la lista presentada por el Ministerio de Energía de plantas sujetas al programa de modernización podemos encontrar Khabarovsk CHPP-4 (328 MW), Artyomovskaya CHPP-2 (420 MW), la segunda etapa de Yakutsk SDPP-2 (157,4 MW) y tres de las seis unidades de turbina (360 MW).
Enel Rusia: los italianos del grupo Enel tienen una compañía en el territorio ruso en el que operan las siguientes plantas: Konakovskaya GRES, Nevinnomysskaya GRES, Sredneuralskaya GRES y Reftinskaya GRES con una potencia instalada de 9.428,7 MW. Participan en el programa de modernización de TPP con la planta de Nevinnomysskaya y una inversión de 28 millones de euros. Esta planta tiene una capacidad instalada de 1.530,2 MW y 685 Gcal/h. La estación se compone de 12 turbinas y 14 calderas.
TGK-1: es una empresa líder en la producción de energía eléctrica en Rusia. Opera 53 plantas de generación en cuatro regiones del país. Cuenta con las plantas de PJSC Murmanskaya CHPP, JSC St. Petersburg Heating Grid, y empresas dependientes como JSC HHC o TGC-Service LLC. Los principales accionistas son Gazprom Energoholding LLC (51,79%) y Fortum (29,45%).
C. OPORTUNIDADES DEL MERCADO
Tras completar los procesos de selección para 2022-2024, el Ministerio de Energía de la Federación de Rusia incrementó en 2,5 GW el programa de modernización para 2025 respecto a los años anteriores. Sin embargo, Rusia actualmente no produce los elementos necesarios para la modernización de las plantas de energía, como turbinas de gas de potencia media o alta. Las empresas rusas estatales, Rostec, Rusnano e Inter RAO, han tratado durante los últimos años de crear su propia producción de turbinas de gas, pero su proyecto prototipo falló en las pruebas.
Para hacer frente a esta demanda, Rusia ha de acudir al mercado internacional. Esto se traduce en una oportunidad para los productores occidentales, justo en medio de la caída de la demanda mundial de turbinas de
10 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
FS EL PROGRAMA DE MODERNIZACION DE CENTRALES TÉRMICAS EN RUSIA gas en los últimos años. Las empresas extranjeras no han tardado en anunciar que se encuentran preparadas y cuentan con capacidad suficiente para suministrar equipos a las compañías energéticas rusas en el marco del programa de modernización. Aparte de la demanda de equipos terminados empleados en la modernización de las plantas, se ha producido también un aumento en el pedido de piezas de repuesto y de reparación para los equipos que no se sustituyan completamente.
Moscú, por otro lado, ha dejado claro que los inversores sólo estarán autorizados a emplear equipos producidos en el país con componentes locales, como parte de una campaña de impulso a la producción nacional. Las turbinas de gas tenían un requisito del 55% de fabricación local para ser consideradas producidas en Rusia. Varias empresas extranjeras han estado durante los últimos años estableciendo Joint Ventures (JV) en el territorio ruso con el objetivo de hacer pasar sus productos por fabricados en Rusia.
En abril de 2019 una nueva decisión del Gobierno ruso estableció que para considerar local la producción del equipamiento en Rusia, se deberá de contar con la participación de un socio ruso por un 75% y una acción en la compañía. Las principales importaciones de equipos para plantas térmicas de Rusia provienen de Estados Unidos y Europa. Es el caso de la firma alemana Siemens, que cuenta con 10 fábricas en territorio ruso. Tras la decisión gubernamental, Siemens, que controlaba el 65% de la JV frente al 35% de su contraparte rusa Power Machines, tuvo que reducir su participación.
Aparte del componente local, otro problema para la exportación a Rusia son las sanciones. Siemens sufrió el escándalo de vender equipamiento para centrales térmicas a Crimea, sobre la que pendía una serie de sanciones tanto por parte de la Unión Europea como de Estados Unidos. Desde entonces, y hasta 2023, han incrementado la parte local de sus turbinas, concretamente el modelo SGT-2000E al 90%, para evitar estas sanciones.
La firma americana General Electric también se ha puesto en movimiento para cubrir esta demanda en los próximos 10 años a través de una planta de propiedad conjunta con Inter RAO, GE y el conglomerado estatal ruso Rostec que produce turbinas de 77 megavatios en la región central rusa de Yaroslavl. También los italianos de Ansaldo Energia formaron una JV con el holding ruso JSC REP Holding, para localizar su producción de turbinas en San Petersburgo. Por último, la empresa finlandesa Wärtsilä también participó en el suministro de equipo con capacidad de 55 MW para la modernización de una planta en Solikamsk, Rusia.
La modernización de las plantas térmicas de Rusia conlleva la actualización del resto de sistemas relacionados. También empresas españolas han tomado parte en la modernización de los equipos. Concretamente, Iberdrola participó en la puesta en marcha de una instalación eléctrica en una central de los Urales, la central de Votkinsk en Chaikovski. El sistema de distribución eléctrico abierto de 500 KW ORU fue sustituido por un sistema de distribución encapsulado con aislamiento de hexafloruro de azufre. El contrato ascendió a 32 millones de euros en el año 2014.
11 Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Moscú
D. CONTACTO
La Oficina Económica y Comercial de España en Moscú está especializada en ayudar a la internacionalización de la economía española y la asistencia a empresas y emprendedores en Rusia, Bielorrusia, Armenia, Turkmenistán y Uzbekistán.
Entre otros, ofrece una serie de Servicios Personalizados de consultoría internacional con los que facilitar a dichas empresas: el acceso al mercado de Rusia, la búsqueda de posibles socios comerciales (clientes, importadores/distribuidores, proveedores), la organización de agendas de negocios en destino, y estudios de mercado ajustados a las necesidades de la empresa. Para cualquier información adicional sobre este sector contacte con:
Ul. Vozdvizhenka, 4/7 Moscú - 125009 (+7 495) 783 92 81/82/84/85 [email protected]
Si desea conocer todos los servicios que ofrece ICEX España Exportación e Inversiones para impulsar la internacionalización de su empresa contacte con:
Ventana Global 900 349 000 (9 a 18 h L-V) [email protected]
INFORMACIÓN LEGAL: Este documento tiene carácter exclusivamente informativo y su contenido no podrá ser invocado en apoyo de ninguna reclamación o recurso.
ICEX España Exportación e Inversiones no asume la responsabilidad de la información, opinión o acción basada en dicho contenido, con independencia de que haya realizado todos los esfuerzos posibles para asegurar la exactitud de la información que contienen sus páginas.
www.icex.es
AUTOR Alejandro Morillas Escobar
Oficina Económica y Comercial de España en Moscú [email protected] Fecha: 13/11/2019
NIPO: 114-19-040-2 www.icex.es
FS FICHAS SECTOR RUSIA