Крупная промышленность выдвинула свою версию механизма обновления мощности на российском энергорынке. Вместо нерыночной надбавки для потребителей, на которой настаивает Минэнерго, бизнес предлагает сделать ставку на увеличение потенциала существующих механизмов отбора мощности и новые тенденции — строительство распределенной генерации, накопители и управление спросом. Однако энергетики уверены, что действующих рыночных механизмов недостаточно для финансирования обновления мощностей.
«Сообщество потребителей энергии» (лоббирует интересы крупной промышленности) предложило свою альтернативу обсуждаемой правительством программы модернизации старой мощности, которая вызывала много споров. В основе новой концепции — уход от надбавки к ценам на оптовом энергорынке и рыночный подход к привлечению инвестиций в отрасль. В обоснование своей точки зрения потребители подчеркивают, что в 2017–2023 годах в энергосистеме образуется профицит мощности, превышающий 26 ГВт. Эти идеи ассоциация в ближайшее время направит в Минэнерго, Минэкономики и ФАС, хотя формально срок уже истек — профильные регуляторы должны были направить свои инициативы по модернизации до 1 марта.
В РФ основную нагрузку по строительству новых электростанций несут потребители в рамках программы договоров на поставку мощности (ДПМ), запущенной в ходе реформы РАО «ЕЭС России». Этот нерыночный механизм предполагал заключение с владельцами ТЭС обязательных инвестконтрактов, средства возвращались за счет повышенных выплат за мощность на оптовом энергорынке. Затем в программу включили также АЭС и ГЭС. По завершении программы планировалось, что потребители начнут платить за мощность меньше. Но Минэнерго и энергетики не захотели расставаться с этим денежным потоком, предложив перенаправить его на модернизацию ТЭС (1,5 трлн руб. до 2030 года). В ноябре 2017 года идею поддержал Владимир Путин.
Однако потребители уверены, что надбавка не нужна и с помощью «комплекса инструментов» энергетики смогут обновить до 70,3 ГВт мощности к 2035 году. Среди таких инструментов, в частности, рост выручки и повышение эффективности в конкурентном отборе мощности (КОМ), что обеспечит обновление 12,6 ГВт. Еще 16,7 ГВт можно модернизировать за счет реинвестирования выручки старых ДПМ, снижения дивидендов госкомпаний и приоритетного финансирования инвестпрограмм. Также, считают потребители, энергетикам поможет постепенное замещение старых ТЭС распределенной генерацией и новыми технологиями (например, накопителями). Так, по оценкам ассоциации, можно обновить еще 36 ГВт к 2035 году. Еще 5 ГВт рынку способны принести локальные конкурсы на замещение вынужденной генерации.

В ассоциации подчеркивают, что за период действия программы уже введен дополнительно целый ряд «квазирыночных» механизмов: например, ДПМ для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и мусоросжигательных ТЭС (МТЭС). По оценкам потребителей, эти инструменты обойдутся им в 2018–2021 годах в дополнительные 970 млрд руб. сверх инфляции. Для сглаживания пика расходов крупная промышленность предлагает продлить срок старых ДПМ с 10 до 15 лет, ДПМ АЭС и ГЭС — до 35–45 лет при одновременном снижении их доходности, отказаться от расширения ДПМ ВИЭ и МТЭС, перенести сроки запуска дорогостоящих энергоблоков на Курской и Смоленской АЭС-2 и заморозить до 2030 года сооружение энергоблока БН-1200 на Белоярской АЭС.
Энергетики предсказуемо против предложений потребителей. В «Совете производителей энергии» (СПЭ) назвали их оценки «жонглированием цифрами». По словам директора СПЭ Дмитрия Вологжанина, дефицит мощности уже практически состоялся в 2021 году для второй ценовой зоны (Сибирь; по данным КОМ, за 2021 год профицит здесь составит всего 208 МВт), а к 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации 27 ГВт, при этом объемы выводов значительно превышают объемы вводов. По оценке господина Вологжанина, реальные темпы модернизации за счет КОМ и рынка на сутки вперед (РСВ, основной сектор оптового рынка) в 2012–2016 годах в среднем составили 0,5 ГВт в год. «Таким образом, для обновления 40 ГВт устаревшего парка оборудования в данных условиях понадобится около 80 лет»,— говорит он. Глава СПЭ отмечает, что в 2008–2017 годах при росте цены на газ на 143% цены на РСВ увеличились лишь на 68%. Рост индекса потребительских цен с 2011 по 2021 год составит 81%, тогда как цена КОМ в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) поднимется на 23%.
Наталья Порохова из АКРА согласна с прогнозом потребителей, что в ближайшие годы динамика цен на оптовом энергорынке будет опережать инфляцию, но расчет по избытку мощности считает завышенным. По мнению эксперта, в итоге потребители выиграют от модернизации, поскольку плата будет меньше, чем при строительстве новых ТЭС. Кроме того, по ее прогнозу, возникнет дополнительный эффект в виде снижения цены на РСВ за счет роста топливной эффективности.

Источник: www.kommersant.ru