Избытки генерирующих мощностей предлагают законсервировать, пока не восстановится спрос на электричество

Спад электропотребления, который Сибирь испытывает второй год, распространяется на всю Россию. В Минэнерго РФ уже прогнозируют, что оно не будет расти как минимум до 2017 года. При этом возможности станций ЕЭС России, особенно с учетом ввода новых энергоблоков, существенно превышают спрос. Одним из выходов может стать их консервация и поддержание в работоспособном состоянии — ровно до того момента, как начнет восстанавливаться национальная экономика. Это потребует определенных затрат, которые, впрочем, будут ниже расходов на демонтаж старого оборудования и в случае увеличения спроса на электричество — установку нового.

Стагнация наступила

Прошлый год стал рекордным для Единой энергосистемы России: в эксплуатацию были введены 7,3 ГВт новых генерирующих мощностей. В современной истории страны это самый высокий показатель; большими вводами — свыше 8,5 ГВт — был отмечен только 1985 год. В основном рекордные вводы обеспечили новые блоки в европейской части и на юге страны. На долю Сибири пришел гигаватт — три гидроагрегата Богучанской ГЭС. С учетом крупных вводов последних лет установленная мощность всех электрических станций ЕЭС России достигла почти 232,5 ГВт. Это с лихвой перекрывает нужды Единой энергосистемы: пик потребления мощности, достигнутый в декабре 2014 года, составил 154,7 ГВт.

На этом фоне практически перестал расти спрос на электричество: в отрасли уже говорят о грядущей стагнации. В 2014 году электропотребление в целом по стране возросло на 0,4% по отношению к 2013 году. В свою очередь, в 2013 году был зафиксирован спад на 0,6% по сравнению с предыдущим годом, тогда как 2012 год ознаменовался выросшим на 1,6% спросом. Предыдущее сокращение потреб­ления электроэнергии было отмечено только в 2009 году, когда первая волна экономического кризиса привела к снижению объемов промышленного производства. Нынешний незначительный рост обеспечили, по большей части, Урал и центральные регионы России, которые в совокупности дают почти половину всего электропотребления страны — 493,5 млрд кВт/ч из 1035,2 млрд кВт/ч. В Сибири, на которую приходится пятая часть спроса, спад продолжается второй год. В 2014 году, по итогам которого электропотребление составило 213,7 млрд кВт/ч, он достиг 0,6%, в 2013 году — 2,4%. Отчасти это объясняется теплыми для региона зимами, но ключевая причина кроется в снижении спроса со стороны наиболее энергоемких промышленных потребителей.

В наступившем 2015 году, следует из данных ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», спад затронул уже всю страну. Так, в январе электропотребление в России сократилось на 0,2%, а в феврале — 2,2%. И если в первом месяце только Урал и южные регионы еще продемонстрировали небольшой рост, то во втором снижение было зафиксировано и у них. В Министерстве энергетики РФ уже заявили о грядущей стагнации электропотребления. «Полгода назад думали, что прирост будет по 0,5% в год, — приводит «ПРАЙМ» слова заместителя руководителя ведомства Вячеслава Кравченко с пресс-конференции 10 февраля. — Сейчас на ближайшие год–два оценка более пессимистичная. Мы полагаем, что, скорее всего, будет болтаться на уровне нуля. Это 2015 и 2016 годы».

Этот прогноз будет учтен в схеме и программе развития ЕЭС России на 2015–2021 годы, которая будет утверждена в нынешнем году. Принятый в прошлом августе аналогичный документ, рассчитанный на 2014–2020 годы, был куда более оптимистичен. Исходя из того, что в октябре 2013 года прогноз среднего роста валового внутреннего продукта на семилетку был снижен до 3,1% в год, разработчики схемы и программы предположили, что электропотребление будет ежегодно расти на 1,02% (1,81% в умеренно-оптимистичном сценарии), так чтобы в 2020 году его объем составил 1,084 трлн кВт/ч. Однако уже в декабре 2013 года, когда о падении цен на нефть и введении санкций против России никто и помыслить не мог, Министерство экономического развития РФ снизило прогноз роста ВВП в 2014 году до 2,5%, а в 2015 году — до 2,8%. Но фактически, сообщает Федеральная служба государственной статистики, ВВП в прошлом году вырос лишь на 0,6%.

Мощность надо придержать

В таких условиях предложение существенно превышает спрос — в Единой энергосистеме образовался избыток генерирующих мощностей. В частности, конкурентный отбор на 2015 год не прошли 15 ГВт, признанных избыточными. Установленная мощность всех электростанций ЕЭС России в настоящий момент составляет 232,5 ГВт. Спрос на нее, по докризисному прогнозу, к 2020 году составит 166,94 ГВт. Впрочем, в настоящее время в Минэнерго ожидают, что он не превысит 160,5 ГВт, притом что установленная мощность продолжит расти в силу новых вводов и к концу десятилетия достигнет 259 ГВт. Если брать только Объединенную энергосистему Сибири, то по данным на 1 января 2015 года она составляет 50,95 ГВт. В то же время потребление не дотягивает до 31 ГВт, а через пять лет в лучшем случае возрастет до 33,8 ГВт. Имеющийся избыток частично покрывает перетоки в смежные энергосистемы, но их объем не так велик, чтобы решить проблему целиком.

«Если посмотреть в текущей схеме [и программе развития ЕЭС России] до 2021 года, то у нас есть подтвержденные выводы, где-то 7,5 гигаватт, — сообщил заместитель председателя правления Системного оператора Федор Опадчий, выступая на Красноярском экономическом форуме. — Еще есть неподтвержденные заявки, когда владельцы электростанций сигнализировали о том, что это оборудование, возможно, будет остановлено. Но оценка такой возможности не проводилась, и нет никакой обязательности исполнения этих планов. Это еще 9,5 гигаватт. Итого у нас 17 гигаватт до 2021 года находится в состоянии, аккуратно скажу, изучения вопроса о возможности вывода из эксплуатации».

Ключевая проблема — отсутствие мотивов и стимулов для собственников электростанций. Сейчас большинство тепловых энергоблоков, не прошедших конкурентный отбор мощности (КОМ) по причине неэффективности и высоких затрат на эксплуатацию, получают статус вынужденных генераторов. Они необходимы для стабильной работы энергосистемы или, что встречается гораздо чаще, являются единственными источниками тепла для ближайших потребителей. Тариф, по которому оплачивается их мощность, существенно превышает ту цену, которая устанавливается по итогам КОМ. В конечном итоге затраты на их эксплуатацию ложатся на плечи потребителей. «Безусловно, для них лучший сценарий таков: берем каких-то генераторов, говорим, что они нужны, а остальных не оплачиваем, — заметил партнер McKinsey & Company Степан Солженицын. — Но это ничего не дает с точки зрения улучшения качества оборудования, снижения степени его износа». К тому же в этом случае в зоне риска могут оказаться крупные ТЭЦ и ГРЭС, обеспечивающие теплоснабжение городов. «Это станции с установленной мощностью в сотни мегаватт, в гигаватты», — констатировал Кравченко.

Идея, выдвинутая генераторами, заключается в создании рынка долгосрочных резервов. Иначе говоря, в консервации того оборудования, которое не востребовано сейчас, поддержании его работоспособности и вывода в том случае, если по выходу из экономического кризиса потребление электричества вновь начнет расти. Расходы на это будут ниже, чем на демонтаж старых энергоблоков и при появлении спроса строительство новых. Разница в конечной цене электричества, впрочем, не так велика: по словам Солженицына, она составляет «300 руб­лей за мегаватт-час между самой дорогой и самой дешевой опцией в 2030 году».

Тем не менее, за консервацию выступают практически все генерирующие компании. «Есть ряд причин. Первая — эластичность спроса. Если вспомнить предыдущие десятилетия, он показывал разную динамику: были и глубокие провалы, и значительный рост. Напоминаю, что в период существования РАО ЕЭС, когда происходила реформа [электроэнергетики], мы закладывали рост в четыре–пять процентов [в год], но с 2008 года потребление [в общей сложности] выросло на четыре процента. Поэтому сложно с точностью сказать, что если за последние годы спрос растет медленно или вовсе не растет, то потом не будет опережающего роста», — пояснила заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО — Управление электрогенерацией» Александра Панина. Вторая причина, по ее словам, заключается именно в том, что строительство и ввод в работу новых энергоблоков взамен демонтированных и выведенных из эксплуатации, требует значительных инвестиций: «Консервация в конечном итоге обойдется дешевле».

Генеральный директор ОАО «Э. Он Россия» Максим Широков высказал схожую точку зрения, но с одной оговоркой: должна быть возможность модернизации законсервированного оборудования. «Не нужно обязательно полностью замещать ту мощность, которая есть: условно говоря, мы можем убрать 400 мегаватт неэффективной генерации и заменить на 200 мегаватт, сбалансировав таким образом спрос и предложение», — добавил он.

Рынок на долгие годы

А вот вице-президент по управлению порт­фелем производства и трейдингу ОАО «Фортум» Юрий Ерошин считает подобный механизм «неоднозначным». Компания, которую он представляет, попросту вывела из эксплуатации устаревшее оборудование, избавившись таким образом от издержек на его эксплуатацию. Результат — сокращение числа объектов, получивших статус вынужденного генератора, с 17 в 2014 году до шести в 2015 году. «У нас дальше идет тренд, связанный с сокращением издержек и модернизацией наших ТЭЦ для того, чтобы они могли работать в условиях либерализованного рынка мощности», — подчеркнул он.

Заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы России Анатолий Голомолзин обратил внимание на то, что в предложенной Системным оператором и генерирующими компаниями концепции консервации избыточных энергоблоков не учтены интересы потребителей. «Существующая модель конкурентного отбора, в принципе, работает достаточно удовлетворительно, но затрагивает только действующие мощности, — сказал он. — Динамика цен близка к темпам инфляции. Долгосрочный рынок, закрепленный в системе договоров предоставления мощности, должен был работать в рамках механизма гарантирования инвестиций, но за все время его существования он никогда не применялся. Главная проб­лема в том, что рынок ДПМ ориентирован только на генерацию, и пока в этой системе не участвует потребитель, удовлетворительного результата быть не может».

Выход заключается в создании долго­срочного рынка мощности, при котором конкурентный отбор будет проводиться не на год вперед, как это происходит сейчас, а на несколько лет. Такая система действует, к примеру, в Великобритании, опыт которой во многом лег в основу российской модели. С тем, что необходимо установить долгосрочные «правила игры», среди прочих согласен заместитель министра энергетики России. «На мой взгляд, нужно абсолютно четко и осознанно принимать некий план действий и системно и методично его реализовывать, не отклоняясь в соответствии с меняющейся ситуацией», — заключил Кравченко.

«Спрос в большой энергетике имеет прак­тически непредсказуемую по времени и многофакторную по причинам прогнозную картинку. На сиюминутных данных делать заключения о долгосрочной политике в области серьезного отклонения от располагаемых мощностей бессмысленно. Особенно хорошо это заметно по регионам, где расположены энергоемкие потребители. Любые спекуляции на эту тему внутри года довольно опасны. Конкурсный отбор мощности (КОМ) все же должен ориентироваться на более длительные периоды. Сохраняя, тем самым, ориентиры не только для спроса (т.е., для потребителя), но и для предложения, (т.е. для самих энергетиков). При этом любое уточнение правил требует рассмотрения последствий по каждой станции. Попытки найти механизмы сохранения мощности с ее неполной оплатой, такие, как консервация, приветствуются. А вот вывод из эксплуатации с учетом ввода новой, эффективной генерации должен быть оплачен производителю. Тогда у этого процесса будет не только экономическая, но и смысловая мотивация. Ведь до сих пор процесс замены старых и явно неэффективных мощностей смог лишь «застрять» в истории с «вынужденной и дорогой генерацией», — уверен в свою очередь генеральный директор ОАО «ЕвроСибЭнерго» Вячеслав Соломин.

У партнеров

    Реклама