Из очередного варианта «Энергостратегии-2035», рассмотрение которого Правительство планирует в ноябре, исчез наиболее спорный пункт об опережающем росте мощностей АЭС, не устраивавший ни производителей, ни потребителей электроэнергии. В документе теперь меньше оптимистических ожиданий, чем в его предыдущих версиях. По оценкам экспертов, новая редакция «Энергостратегии» может устроить большинство участников отрасли в силу своей консервативности, хотя и вызывает нарекания к прогнозам и механизмам реализации.
Меньше атома
Вокруг увеличения доли атомной энергетики в структуре энергобаланса разразилась главная дискуссия в электроэнергетическом сообществе после публикации предыдущей версии «Энергостратегии-2035». Она предполагала, что в период с 2015 по 2035 год доля АЭС в выработке электроэнергии вырастет на 2–4 п. п. относительно 2014 года (17%), а установленная мощность атомных станций – в 1,4–1,7 раза с учётом демонтажа энергоблоков советской постройки. Эти целевые ориентиры вызвали резкую критику со стороны компаний традиционной энергетики, обеспокоившихся потерей доли рынка и возможным давлением на цены со стороны атомщиков. Не менее остро восприняли продолжение «атомного ренессанса» и потребители, высказывавшие недоумение по поводу наращивания дорогостоящих мощностей АЭС на фоне профицита электроэнергии.
Минэнерго учло эти возражения в опубликованном недавно последнем варианте «Энергостратегии». В нём говорится о наращивании доли АЭС в структуре производства только на 1,1–1,5 п. п. и только до 2021–2022 годов (этими годами ограничен первый этап реализации стратегии). К 2035 году «атомная» часть энергобаланса должна вернуться к уровню 2015 года (18%). Установленная мощность АЭС должна увеличиться в 1,3 раза – с 26 ГВт до почти 34 ГВт, при обязательной синхронизации вводов новых блоков с выводом устаревших. Из текста стратегии исчезли слова об «удвоении производственных мощностей атомного машиностроения» для обеспечения после 2021 года «ввода до двух энергоблоков в стране, при увеличении поставок на экспорт», зато появился пункт о «развитии технологий вывода из эксплуатации энергоблоков атомных электростанций».
«Изменение целевых показателей в стратегии отражает именно консервативную оценку перспектив восстановления темпов потребления электроэнергии в РФ»,
– отметили в пресс-службе «Росатома», добавив, что проект «Энергостратегия» в целом совпадает с видением Госкорпорации.
«Позиция генерирующих компаний была поддержана Минэнерго: установленная мощность АЭС остаётся с 2020 по 2030 год на одном уровне, вводы атомных блоков на новых площадках сдвинуты на период после 2030 года»,
– прокомментировал «Перетоку» новый вариант «Энергостратегии-2035» директор Ассоциации «Совет производителей энергии» Игорь Миронов.
Ещё больше это устраивает потребителей электроэнергии, для которых более поздний вывод на рынок атомных мощностей означает появление наиболее современных и относительно дешёвых энергоблоков.
«За горизонтом 2021 года «Росатом» может предложить более современные энергоблоки на базе реакторов ВВЭР-ТОИ, стоимость которых, по данным «Росатома», с учётом полного жизненного цикла сопоставима со стоимостью тепловой генерации»,
– сказал «Перетоку» заместитель директора Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко.
Планка стала ниже, но осталась высокой
Немного консервативнее стали прогнозы не только в части атомной энергетики, но и в целом по отрасли. Минэнерго РФ сузило диапазон возможных значений спроса и потребления электроэнергии в 2035 году, несколько понизив «верхнюю планку». Так, вместо 36-процентного роста потребления электроэнергии при 27–43-процентном росте производства, как это было ранее, в обновлённой «Энергостратегии» к 2035 году прогнозируется рост спроса на 30% при консервативном сценарии и на 35% при оптимистичном – соответственно до 1370 и 1420 млрд кВт∙ч. При этом возможен прирост производства электрической энергии к 2020 году на 4–5%, а к 2035 году – на 30–38% (до 1380–1470 млрд кВт∙ч).
Установленная мощность электростанций России, как ожидается, вырастет на 13–16% (против 13–25% в предыдущей редакции) – с 248 до 281–289 ГВт. В том числе рост установленной мощности ГЭС, согласно «Энергостратегии», может составить в зависимости от сценария 7–24%. По оценке «Русгидро» наиболее вероятно, что это будет средний показатель. «В случае наличия у компаний – операторов ГЭС источников финансирования для реализации соответствующих проектов, прирост установленной мощности ГЭС к 2035 году может составить 12–15%», – сообщили «Перетоку» в пресс-службе гидрогенерирующей компании.
Сужен диапазон целевых показателей и по централизованному отпуску тепла: он должен увеличиться к 2035 году на 3–5% – до 1290–1315 млн Гкал, при незначительном понижении на первом этапе (до 2021 года). Ранее предполагался рост на 2–6%.
Прогнозы Минэнерго стали более реалистичными, но могли бы быть ещё более сдержанными, считают эксперты.
«Темпы электропотребления снижены, так как в основу принят достаточно консервативный макропрогноз до 2035 года: рост ВВП ежегодно на 2% в консервативном сценарии», –
говорит руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. –
Прогноз до 2035 года носит индикативный характер, но если говорить о перспективе 2020 года, то наш прогноз потребления электроэнергии ещё ниже – рост на 0,3% до 2020 года относительно 2015 года против 4% в «Энергостратегии-2035», так как в прогнозах АКРА мы не ожидаем восстановления экономического роста ранее 2018 года».
«Консервативный сценарий «Энергостратегии-2035» согласуется с базовым сценарием Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики РФ до 2035 года по спросу на электроэнергию», –
прокомментировал И. Миронов. Однако в одной из генкомпаний заметили, что с учётом ориентира «Энергостратегии» на значительное снижение удельной электроёмкости ВВП (на 6% к 2012 году и на 28% к 2035 году), прогноз по энергопотреблению является сильно завышенным.
«При прогнозном росте ВВП на 30–35% к 2035 году реалистичный рост спроса составил бы 15–20%, поскольку потребление следует за динамикой ВВП, но более медленными темпами»,
– сказал «Перетоку» представитель другой генерирующей компании.
Устойчивый баланс
Распределение видов генерации в структуре выработки, как ожидается, к 2035 году существенно не поменяется. В консервативном сценарии, помимо АЭС, на которые будет приходиться около 18% выработки (246 млрд кВт∙ч), не изменят долю в энергобалансе и тепловые станции – 65,5% производства (904 млрд кВт∙ч). Доля ГЭС может снизиться на 1,5 п. п., до 14,5% (201 млрд кВт∙ч) за счёт соответствующего увеличения доли станций на ВИЭ: на них придётся 2% в энергобалансе (29 млрд кВт∙ч).
Оптимистичный сценарий предполагает снижение доли ТЭС до 63%, сохранение доли АЭС и ГЭС и рост до 3% доли ВИЭ.
В новом варианте «Энергостратегии» Минэнерго почти вдвое повысило прогноз по росту выработки ВИЭ: показатель должен вырасти более чем в 20 раз к 2035 году против роста в 9–14 раз в предыдущей редакции. Представители традиционной генерации сомневаются, что такой показатель достижим, и предупреждают, что в случае, если он все-таки будет реализован, это приведёт к повышению тарифной нагрузки на потребителя. В среднем мощности ВИЭ загружены на 15–20%, это означает, что при указанном в стратегии росте производства установленная мощность ВИЭ должна достичь 17–25 ГВт, одновременно в документе отсутствуют механизмы достижения этих показателей, говорит представитель одной из теплогенерирующих компаний.
У тепловой генерации есть причины для беспокойства: в перспективе до 2020 года прогноз наименее благоприятен для ТЭС, которым, согласно стратегии, предстоит сократить производство почти на 2% (684 млрд кВт∙ч) по сравнению с 2015 годом при росте совокупной выработки в РФ на 4% (до 1107 млрд кВт∙ч). При этом АЭС могут увеличить производство на 10% (до 215 млрд кВт∙ч), ГЭС – на 13% (193 млрд кВт∙ч). В «Союзе производителей электроэнергии» считают сокращение выработки на ТЭС «нецелесообразным, учитывая, что в период с 2008 по 2015 год уже произошло снижение производства на тепловых станциях», заметил И. Миронов.
У потребителей предложенная Минэнерго динамика роста производства в отрасли и распределения генерации не вызывает возражений.
«На ближайшие пять лет «Энергостратегия» не предполагает существенных изменений ни по структуре производства электроэнергии, ни по росту объёма выработки и потребления. Если говорить об ориентирах на более длительную перспективу – до 2035 года, то сейчас их оценивать преждевременно: они должны будут планово пересматриваться в 2020–2021 годах с учётом изменений в экономике и динамике спроса на электроэнергию»,
– прокомментировал В. Дзюбенко.
Инвестиции и инновации
В задачи стратегического развития отрасли может войти создание новых механизмов привлечения инвестиций, после того как с 2020 года снизится объём платежей по договорам на поставку мощности (ДПМ). Заключённые в 2008 году, они прекратят своё действие в 2028 году. Однако если в прежних редакциях «Энергостратегии» разработка механизмов привлечения инвестиций в электроэнергетику входила в список обязательных задач, то в обновлённом варианте документа говорится лишь, что
«представляется возможным рассмотреть создание дополнительных механизмов по стимулированию модернизации тепловых электростанций».
Потребители недовольны самим фактом поиска новых инвестиционных возможностей для генкомпаний.
«Обращает на себя внимание непонятное стремление регуляторов создавать новые инвестиционные инструменты наряду с существующим долгосрочным КОМ (конкурентным отбором мощности), предоставляющим генерирующим компаниям широкие ценовые диапазоны и возможность самим формировать инвестиционный потенциал»,
– заявил «Перетоку» В. Дзюбенко.
Генкомпании, напротив, считают, что «Энергостратегия» недостаточно чётко описывает методы поддержки отрасли, говорит И. Миронов. По мнению генераторов, в ключевые направления развития отрасли должен быть включён, в частности, пункт о стимулировании инвестиций в модернизацию существующих мощностей. С ними согласна Н. Порохова:
«Главная проблема – в механизмах реализации стратегии нет конкретных мер по поддержке инвестиций в электроэнергетике в рамках рынка мощности. Вне этих механизмов сложно ожидать инвестиций в тепловой энергетике, дополнительных инвестиций в ВИЭ. При этом потребность в инвестициях в электроэнергетике остаётся очень высокой: за последние 8 лет с реформы РАО ЕЭС действительно были значительно увеличены объёмы вводов новых мощностей, но обновлению подверглось всего 15% мощностей, и проблема износа, неэффективности сохраняется».
Не меньше возражений вызывает у энергокомпаний зафиксированное в «Энергостратегии» требование инвестировать в технологические инновации к 2020 году не менее 1,5% от затрат на производство, к 2035 году – не менее 3%.
«Собственник в праве самостоятельно решать, какой объём инвестиций направить на технологические инновации»,
– заявил И. Миронов, добавив, что реальным стимулом для увеличения расходов на НИОКР может стать применение механизмов фискальной политики.
«Помимо этого, основные затраты (60–75%) генерирующих компаний составляют природный газ, уголь, тогда как у сбытовых компаний (более 90%) покупная электроэнергия и мощность. Привязка показателя уровня затрат на технологические инновации к затратам на производство лишена обоснования и логической связи. Показатель уровня затрат на технологические инновации может быть привязан, например, к капитальным затратам компаний»,
– считает глава «Союза производителей электроэнергии». Представитель одной из генкомпаний назвал предложение направлять на инновации 3% общих затрат «безумием», отметив также, что нет чёткого понимания, что именно считать инновациями в данном случае.
«Компании должны быть сами заинтересованы в развитии технологий, директивный метод стимулирования к инвестициям в НИОКР не работает нигде в мире. Гораздо эффективнее формировать экономический интерес в НИОКР путём создания долгосрочных правил игры»,
– говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин, добавляя, что в России как раз с долгосрочным планированием дела обстоят не очень хорошо: ни одна «Энергостратегия» не была реализована в реальной жизни.
