Золотой мегаватт

Доля избыточной мощности в энергобалансе в обозримом будущем сохранится на высоком уровне. Источник: «Схема и программа развития ЕЭС на 2016–2022 годы» (Минэнерго РФ)

В России с начала года резко выросли цены на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Речь идет о так называемой первой ценовой зоне, которая включает практически всю европейскую часть страны и регионы Уральского федерального округа. Так, в феврале мощность здесь подорожала на 25–30% по сравнению с началом прошлого года. Согласно экспертным прогнозам, рост сохранится и в дальнейшем, превратившись в устойчивую тенденцию. В частности, ассоциация «Некоммерческое партнерство «Совет рынка», объединяющая продавцов и покупателей электроэнергии, подсчитала: средний рост платежа за мощность в 2017–2020 годах будет сохраняться на уровне 15% в год. Такими темпами цена мегаватта уже в скором времени увеличится в полтора раза. Понятно, что это будет дополнительным сдерживающим фактором социально-экономического развития.

Почему растет цена? У этого процесса несколько причин. Одна из главных – ввод новых дорогостоящих объектов генерации по так называемым договорам о предоставлении мощности (ДПМ). При заключении ДПМ поставщик принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию станций определенной мощности. Взамен потребители гарантируют ему компенсацию затрат и обеспечение доходности, причем эти обязательства распределяются между всеми потребителями ценовой зоны на долгосрочный период.

Институт ДПМ возник на волне ожидания дефицита генерации в стране. 10 лет назад казалось, что электроэнергии совсем скоро будет остро не хватать. Используя механизм ДПМ, государство стимулировало приток вложений в эту сферу. Инвестиции составили несколько триллионов рублей. Но прогнозы по росту потребления не сбылись, кризиса не случилось, и сейчас реальность намного отстает от той картины, которая рисовалась в нулевые. В России по факту образовался избыток генерирующих мощностей.

Рост электропотребления в рамках Единой энергетической системы (ЕЭС) России минимален. Скажем, в 2016 году этот показатель составил всего 1,8% по отношению к 2015 году, рост был обусловлен влиянием погоды и добавлением дня високосного года. Всплеска не ожидается и в будущем: согласно принятой Минэнерго РФ Схеме и программе развития ЕЭС на 2017–2023 годы, в обозримом будущем рост будет находиться в пределах статистической погрешности – около 1%. При этом генерации построено и строится столько, что сейчас эксперты «Совета рынка» оценивают избыток мощности – кстати, оплачиваемый потребителями, в 30 ГВт, и по прогнозу он сохранится и на ближайшие годы.

Эксперты РСПП не так давно называли цифру «лишних» мегаватт – 34 ГВт. «Указанный избыток мощности сопоставим с объемом всех заключенных договоров о предоставлении мощности по ТЭС на органическом топливе, – отмечали эксперты. – С учетом того, что доля ДПМ составляет до 70% платежа за мощность, потребляемую на оптовом рынке, получается, что до 10–15% от полной розничной цены с промышленных потребителей собирают для оплаты невостребованных генерирующих объектов».

Капзатраты на строительство вводимых сейчас по ДПМ мощностей очень высоки, а компенсировать их, несмотря на крайне слабый спрос, приходится. Взять, к примеру, энергоблоки АЭС. Как отмечают в «Совете рынка», в 2016 году стоимость мощности в первой ценовой зоне составила 433,8 тыс. руб. за мегаватт. Доля АЭС в ней едва превышала 8%. В 2017 году произошли заметные структурные изменения. Цена мощности увеличилась на треть – до 574,4 тыс. руб. за мегаватт, а доля АЭС подросла до 22% – сразу более чем в два с половиной раза.

Для российского потребителя важно, чтобы на отечественном энергорынке не было дисбалансов и перекосов, формирующих избыток дорогой мощности и толкающих цены вверх. Но получится ли стабилизировать рынок, если Минэнерго планирует нарастить к концу 2023 года совокупную мощность АЭС с 29,7 ГВт до 33,3 ГВт, – вопрос. По подсчетам «Совета рынка», доля АЭС в цене мегаватта в таком случае превысит половину, притом что в объеме потребляемой мощности она составит всего 13,4%.

Такая ситуация невыгодна потребителям, поскольку снижается рентабельность производства и тормозится открытие новых предприятий. Однако ее можно исправить, причем без существенного ущерба для генераторов. К примеру, сейчас цена предоставляемой по ДПМ АЭС мощности определяется исходя из 25-летнего срока окупаемости энергоблоков. Но расчетный срок службы новых энергоблоков длиннее в два раза – вполне можно было бы продлить действие ДПМ, например, до 35–45 лет. Одновременно можно было бы снизить базовую величину доходности, которая составляет 10,5%, что превышает как фактическую инфляцию за последние 10 лет, так и плановую инфляцию на 10-летнюю перспективу. Возможна и корректировка планов строительства новых энергоблоков, которые сейчас, спустя десятилетие после их принятия, кажутся несколько отставшими от жизни – их логично было бы увязать с реальным ростом электропотребления. Существующее ценообразование на мощность АЭС можно было бы пересмотреть в целях некоторого снижения прогнозной прибыли и увеличения сроков окупаемости. Эти предложения требуют дальнейшей проработки и обсуждения, однако очевидно, что замалчивать проблему, продолжать руководствоваться устаревшими планами и использовать устаревшие инструменты как минимум недальновидно.