Избыточный резерв мощности по ЕЭС России за последние четыре года снизился в два раза. Общие резервы (отношение пика нагрузки к установленной мощности в России) сейчас составляют 32%, что ниже средних величин как в развитых (58%), так и развивающихся (52%) странах. С учетом планов развития, к 2030 году нам требуется около 70 ГВт новых мощностей. Причем есть регионы-лидеры, в которых необходимо развитие генерации уже сейчас. Кто, сколько и каким образом будет платить за новые генерирующие объекты для решения проблемы энергодефицитов? Своим видением по этим вопросам поделились эксперты в ходе Недели российского бизнеса.

Определиться с ценовой зоной

Федор Опадчий, председатель правления Системного оператора:

«Среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии в СиПР 2024–2029 года оценивается в 2,04%. На сегодня сформировались три зоны дефицита: Дальний Восток, Юго-Восточная часть Сибири и Юг России.

С учетом интенсивного экономического роста на Дальнем Востоке перспективный дефицит в этом регионе на горизонте 2029–2030 годов составит не менее 1348 МВт. Решению задачи ликвидации прогнозируемого энергодефицита поможет создание ценовой зоны оптового рынка на Дальнем Востоке.

Пока ОЭС Востока является неценовой зоной, мы не можем использовать принятый в стране механизм инвестирования новой генерации КОМ НГО. Поэтому для восполнения дефицита мощности и электроэнергии необходим взаимоувязанный набор решений — определиться с ценовой зоной и после этого проводить конкурентные отборы мощности.

Возможное проведение на Дальнем Востоке расширенного технологически нейтрального конкурсного отбора новой генерации позволит покрыть часть потребности в электроэнергии с помощью ВИЭ. Это может оказаться более эффективным, чем строительство традиционной генерации.

Не все растущие энергетические потребности на Дальнем Востоке можно будет решить с помощью ВИЭ, но ввод до 2 ГВт СЭС и ВЭС — может быть вполне экономически оправданным решением.

По ОЭС Сибири КОМ НГО уже стартовал, он должен быть проведен до 1 марта. По итогам конкурса будут отобраны наиболее экономически эффективные проекты строительства 1225 МВт новой генерации в Забайкалье, Бурятии и южной части Иркутской области.

В ОЭС Юга уже строится и поэтапно включается Ударная ТЭС установленной мощностью 560 МВт. Вместе с тем, экономически рост в регионе и подтвержденные заявки на техприсоединение новых потребителей создают необходимость ввода не менее чем 957 МВт новой генерации».

Цены на электроэнергию должны расти быстрее

Алексей Жихарев, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики :

«Дефицит электроэнергии в ДФО можно покрыть за счет крупных ГЭС и ВИЭ-генерации. Могут быть отработаны эффективные варианты компенсации локальных дефицитов электроэнергии новыми вводами ВИЭ-генерации в рамках технологически нейтрального КОМ НГО.

При правильном планировании и интеграции ВИЭ-генерации в энергосистему нерешаемых задач нет. На Дальнем Востоке за счет наличия крупных ГЭС возможно предоставление необходимого диапазона регулирования для закрытия дефицита электроэнергии за счет ВИЭ-генерации. Это можно транслировать и на другие регионы, где схожие характеристики в энергосистеме.

Рано или поздно нам придется смириться с тем, что цены на электроэнергию должны расти быстрее, чем сейчас. Не хотелось бы оказаться в ситуации, когда, заигравшись с удержанием низких цен на электроэнергию, в том числе для населения, мы подойдем к тому, что у нас пиковое потребление будет соответствовать установленной мощности в энергосистеме. Этого допустить нельзя. Поэтому та работа, которая сейчас начата, в направлении дифференциации цен для населения, — очень правильная».

Покрытие дефицитов на конкурсной основе

Андрей Максимов, директор департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Российской Федерации:

«Покрытие прогнозируемых дефицитов будет осуществляться на конкурсной основе в рамках механизма конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМНГО). Параметры каждого отбора утверждаются Правительством РФ индивидуально. Технологическая нейтральность конкурса позволяет участвовать всем типам генерирующего оборудования и технологиям производства электрической энергии и мощности.

Модернизацию объектов тепловой генерации тормозит резкий рост стоимости энергетического оборудования. Мы видим динамику темпов роста цен на приобретение нового оборудования: котлы угольные — 240%, котлы газовые — 120%, паровые турбины — 77%, оборудование для перевода с ПСУ на ПГУ– 85%, генераторы — 71%, а также на сервисное обслуживание: газовых турбин 45–177%, паросилового оборудования 30–180%.

На фоне таких темпов роста ряд генерирующих компаний обсуждают возможность отказа от реализации некоторых проектов модернизации с уплатой денежных штрафов потребителям. Сейчас в Минэнерго России на рассмотрении 17 таких проектов, совокупной установленной мощностью 2130 МВт».

Платить должны потребители, которым необходима мощность

Максим Быстров, председатель правления Ассоциации «НП Совет рынка»:

«Конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО), прямые инвестиционные договоры между поставщиками и потребителями, а также дифференцированные тарифы на электроэнергию являются рабочими инструментами для преодоления локальных дефицитов мощности.

Однако механизм КОМ НГО необходимо доработать так, чтобы за новую мощность платил не весь энергорынок, как раньше, а только те потребители, которым необходима мощность.

Распоряжения Правительства по отборам проектов в Бодайбо и Юго-Восточной Сибири содержат список потребителей-интересантов. Появляется практика определения финансовой ответственности заинтересованных потребителей. Вызовы, связанные, например, с «майнингом», эти меры, конечно, не решают. Зато позволяют смягчить проблему затрат на строительство потенциально невостребованных мощностей.

Чтобы простимулировать ответственный подход к планированию потребления, необходимо ввести систему штрафов за неиспользование заявленной мощности. Еще одним инструментом для преодоления дефицитов мощности могут стать двусторонние соглашения покупателей и поставщиков, то есть инвестиционные договоры.

В этом случае вопрос, кому и сколько платить, может быть решен без участия государственных регуляторов и без изменения условий и финансовой нагрузки для прочих потребителей».

Нужно рыночное развитие электроэнергетики

Александра Панина, председатель наблюдательного совета Ассоциация «Совет производителей электроэнергии»:

«Для снижения нагрузки на потребителей необходимо использовать различные механизмы инвестиций. В числе перечисленных спикером механизмов инвестиций: государственные субсидии, налоговые льготы, льготные кредиты по сниженной ставке, зеленые и низкоуглеродные сертификаты, долгосрочные двусторонние договоры.

Сегодня у нас в стране развитие электроэнергетики определяет централизованное планирование. Государство принимает решение, что строим, в каком объеме строим, на какую группу потребителей распределяется платеж, условия возврата инвестиций. Ценовых сигналов рынка электроэнергии и мощности недостаточно для принятия решения инвестором о развитии генерации.

Возможной альтернативой может стать рыночное развитие электроэнергетики с гибким планированием. Где ключевая роль принадлежит инвестору, который принимает риски и определяет вид генерации для инвестиций, объем и место строительства и модернизации, контрагента для продажи электроэнергии и экономические условия инвестиций».

Альтернатива КОМ НГО — инвестиционный договор

Владимир Тупикин, председатель наблюдательного совета Ассоциации «НП сообщество потребителей»:

«Из всех существующих в России энергомощностей 45% — старше 45 лет. До 2050 года нужно вывести из эксплуатации или заменить порядка 90 ГВт электрической мощности. Дополнительный платеж, который предстоит сделать для этого, составляет порядка 50 трлн рублей до 2050 года. Из них 33 трлн рублей являются не покрываемым инфляцией дефицитом. Эти средства надо где-то взять. Очевидно, что надо искать пути совместного инвестирования с государством.

Для этого нужно рассмотреть внедрение альтернативы КОМ НГО — инвестиционный договор (ИД). Это разновидность СДД по купле-продаже электроэнергии и мощности с особенными условиями его регистрации, при наличии которых у потребителя формируется особый порядок покупки мощности на ОРЭМе.

Реализация механизма не должна приводить к увеличению или созданию новой перекрестки и ухудшению технических параметров ЕЭС России. ИД может использоваться для снижения объема КОМ НГО».