Как избежать фатального сценария в энергетике

Михаил Андронов — президент ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» 

В последнее время наблюдается активный переход потребителей на собственную электрогенерацию и, как следствие, отказ от покупки энергии на оптовом рынке. В 2016 году распределенная генерация выработала 60 млрд кВтч. Для сравнения: это примерно в 6 раз больше выработки ПАО «Квадра» и в 2 раза больше выработки ОАО «Фортум». Уход потребителя от центрального энергоснабжения в пользу собственной генерации обусловлен ростом цен на электроэнергию.

Хорошим примером «фатального сценария» в такой ситуации являются недавние события в теплоэнергетике, где рост цен на тепло спровоцировал постройку крупными потребителями собственных котельных, что привело к перераспределению затрат на оставшихся потребителей и к еще большему росту цен на тепло.

Чтобы не допустить повторения вышеописанной ситуации, необходимо принять ряд мер, которые помогут избежать роста цен и ухода потребителей. Среди них:

• Вывод неэффективных станций. По программе ДПМ было введено более 32 ГВт новых мощностей. За период с 2011 по 2016 год предложение на рынке электроэнергии выросло на 8,2%, в то время как спрос постоянно снижается (на 3,3%). За обозначенный период рост цен на оптовом рынке составил 64%. В настоящий момент ввод новых высокоэффективных электростанций опережает вывод старых мощностей, при этом стратегическая задача по обновлению производственных фондов уже выполнена. Теперь необходимо обратить внимание на тех, для кого эти фонды обновлялись, то есть на потребителей, и перейти к решению вопроса снижения цены на электроэнергию. Потребители оптового энергорынка больше всего страдают от доплаты за вынужденную генерацию. По нашему мнению, можно безболезненно вывести до 10 ГВт старых станций.
• Строительство объектов ВИЭ в изолированных районах страны. ВИЭ — это мировой тренд. Мощность ветряных станций с 2007 по 2016 год увеличилась в 5 раз — до 466 ГВт (в 2 раза больше установленной мощности всех станций в России), солнечных станций более чем в 30 раз — до 295 ГВт. Мировые инвестиции в ВИЭ выросли с 62 млрд долларов до 288 млрд (суммарно это 400$ на каждого жителя Земли). Развитие этой отрасли в России — залог будущего нашей энергетики и промышленности. У нас в стране есть места, где цена ВИЭ будет в разы дешевле выработки старых дизельных станций — Дальний Восток и Север. В Якутии средний тариф на выработку ДЭС порядка 32 руб/кВтч, а цена ВИЭ порядка 20-25 руб/кВтч. Вложения в строительство ВИЭ в изолированных районах окупаются за 7 лет без дополнительной нагрузки на рынок. А если дать часть той надбавки, что платит потребитель в ценовых зонах, то гораздо быстрее. С нашей точки зрения, логично рассмотреть инициативу, согласно которой в первую очередь конкурсы на строительство ВИЭ будут проводиться в изолированных энергорайонах.
• Проведение конкурсов на строительство новой генерации с учетом мнения потребителей. С 2011 года все потребители заплатили за ДПМ 660 млрд руб. (4500 руб. на каждого жителя страны) через стоимость товаров и услуг. Начиная с 2018 года, платеж за ДПМ должен начать снижаться. Есть риск того, что высвобождаемые средства будут использоваться для новых ДПМ или еще каких-либо проектов. В условиях стагнации спроса на электроэнергию цена мощности с завершением ДПМ должна снижаться. Если в каких-то районах необходимо новое строительство, то процесс обсуждения стройки таких объектов должен быть максимально прозрачен, проводиться на основе конкурса, в котором могут принимать участие потребители и высказывать свои пожелания по новым объектам.
• Развитие гидроэнергетики. В настоящий момент доля выработки ГЭС в России составляет около 17%, что равно 20% от потенциала гидроресурсов в стране. В Европе потенциал гидроресурсов использован на 75%. В стране достаточно компаний с опытом успешной эксплуатации ГЭС (например, ЕвросибЭнерго, ТГК-1). Также есть иностранные компании, которые эксплуатируют ГЭС в других странах — Фортум, Enel, Eon. Есть опыт совместного управления ГЭС крупным потребителем и поставщиком — Богучанская ГЭС (Русал, Русгидро). По нашему мнению, логично стимулировать строительство ГЭС на конкурсной основе и разрешить участвовать в конкурсах всем участникам оптового рынка.
• Изменение условий функционирования РСВ. Генерирующее оборудование работает в различных режимах. Условно можно выделить 3 группы:

• Базовый — выработка 24 часа в сутки (АЭС и крупные тепловые станции);
• Пиковый — выработка во время максимальных нагрузок на энергосистему;
• Полупиковый — работа в остальные часы.

Удельные затраты поставщиков при работе в базовом режиме гораздо ниже, чем в пиковом или полупиковом. Станция, работающая в пиковом режиме, не может конкурировать со станциями, работающими в базовом режиме или полупиковом. Конкуренция возможна только внутри каждой группы. Целесообразно проводить три расчета РСВ — отдельно для станций, работающих в базовом режиме, отдельно в пиковом и полупиковых режимах. Более того, в действующей модели собственная генерация потребителя конкурирует с замыкающей на РСВ станцией — то есть с самой дорогой. В такой ситуации выработка на собственной генерации более выгода. При проведении 3-х расчетов РСВ покупка на опте будет эффективней покупки у собственной генерации.

• Стимулирование строительства промышленных объектов путем предоставления «льготного тарифа». 

По моему мнению, только комплексный подход к реформированию отрасли с учетом мнений как производителей, так и потребителей энергии, может дать реальный эффект.