Информационный партнер Комитета
по экологии и охране окружающей
среды Ассоциации менеджеров
24 Апреля 2017

«Развитие ВИЭ – это тренд, но стоит ли нам торопиться?»

По прогнозам АКРА, интерес инвесторов к сектору ВИЭ в России будет нарастать и дальше, но доля возобновляемых источников в выработке электроэнергии в России к 2021 году не превысит 0,5%. При этом господдержка ВИЭ остается единственной стимулирующей программой в области энергетики. Что, кстати, очень не нравится тепловым генераторам, активно продвигающим идею о новой программе «ДПМ на модернизацию». 
Поделиться в социальных сетях
Рейтинговое агентство АКРА выпустило свой первый прогноз развития энергетики России. Согласно этому документу, до 2021 года по вводу нового оборудования в стране будет доминировать мирный атом – в ближайшие 7-10 лет запустят более 8 ГВт новых генерирующих мощностей АЭС. Расти будет и сектор возобновляемой энергетики, к которому АКРА относит «нетрадиционные источники энергии» (геотермальные, а также солнце и ветер), исключая из него крупные ГЭС. Однако доля ВИЭ в выработке электроэнергии в России к 2021 году не превысит ничтожные 0,5%.

Стимулировать эти два сектора будет программа ДПМ. Первые ДПМ были подписаны в рамках приватизации РАО «ЕЭС России». Впоследствии механизм был распространен на атомную и гидроэнергетику, а также ВИЭ. Новые АЭС получают специальные тарифы, к 2020-2021 году объем платежей по таким договорам атомной генерации может достигнуть 300 млрд рублей в год (больше, чем сейчас получают генерирующие компании в рамках ДПМ). «На текущий момент поддержка ВИЭ — единственная стимулирующая программа в области энергетики» в стране, также констатирует АКРА. «Интерес к программе со стороны инвесторов, вероятно, вырастет», - прогнозирует агентство. Но кардинально в структуре отрасли ничего не поменяется – доминировать все равно будет тепловая генерация, прежде всего, газовая.

Спрос на электроэнергию, несмотря на медленный рост, обгонит предложение: среднегодовая динамика электропотребления в России в ближайшую пятилетку составит +0,1%. «Улучшение качества жизни населения обеспечило половину роста спроса на электроэнергию с 2010-го по 2015-й. Этот фактор в среднесрочной перспективе останется ключевым для роста электропотребления, однако в результате стагнации доходов населения его влияние снизится», - заключают в АКРА. Цены на электроэнергию будут обгонять инфляцию, несмотря на ужесточение политики ее таргетирования. Способствовать росту цен будут в основном повышенные тарифы для новых станций (добавят +3,5% к цене для промышленных потребителей ежегодно в период с 2017 по 2020 год), преимущественно для АЭС (вклад +2,6%). А вот профицит перестанет давить на цены на российском энергорынке, и это добавит 0,3% к их ежегодному росту («Сообщество потребителей энергии» оценивает нынешний избыток генерирующих мощностей примерно в 20 ГВт).

Генерация продолжит чувствовать себя неплохо: в 2017-2020 годы ее рентабельность будет высокой, а долговая нагрузка снизится. Этому будут способствовать завершение инвестиционных обязательств по программе ДПМ и уменьшение профицита на рынке электроэнергии. С 2015 по 2016 год дополнительные доходы генерирующих компаний от увеличения платежей за ДПМ в результате роста процентных ставок составили 29 млрд рублей, а в ближайшие пять лет они достигнут 99 млрд рублей. Тариф ДПМ в среднем превышает тарифы для прочих станций в шесть раз. Платежи за ДПМ формируют ¾ EBITDA в секторе генерации.

Но сдерживающая тарифная политика ухудшит финансовое положение электросетей. Практика ограничения роста сетевых тарифов в сетевом комплексе проводится уже пять лет, накопились проблемы: ухудшение финансового положения отдельных распределительных компаний, долги потребителей, выпадающие доходы от льготного технологического присоединения и прекращения договоров «последний мили». С 2012 по 2016 год инвестиции в электросетях упали на 41% в реальном выражении. И дальше будет, видимо, еще хуже.

С 2017 по 2021 год будет введено более трети новых мощностей АЭС

Прогноз показателей российской

 электроэнергетики до 2021 года


Тепловая генерация хочет модернизации


Платежи по ДПМ тепловой генерации начнут сокращаться после 2020 года, хотя в этом секторе уже сейчас завершилось до 90% инвестиционных обязательств. Новые инвестиции в ТЭС связаны с региональными программами (Дальний Восток, Калининград, с 1 января - Крым), увеличением выводов оборудования и модернизацией. При этом для рекордного числа ТЭС особую актуальность приобретает проблема продления паркового ресурса: пик вводов действующих сейчас электростанций в СССР пришелся на 1970-е годы. По оценке заместителя генерального директора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александры Паниной, к 2035 году паркового ресурса достигнет 129 ГВт мощностей действующих ТЭС. Сейчас в энергосистеме России 23% котлов и 18% турбин уже работает более полувека, а в возрасте 30-50 лет – 52% и 46% соответственно. И к 2021 году доля такого старья непременно увеличится (всего в стране используется 2881 котлов и 1591 турбин).

После 2020 года, считает АКРА, вероятен запуск новой программы поддержки модернизации ТЭС по аналогии с механизмом ДПМ. На прошедшем 20-22 апреля Красноярском экономическом форуме представители тепловой генерации практически хором ратовали за запуск такой стимулирующей госпрограммы. Директор по энергорынкам ПАО «Юнипро» Андрей Жуковский назвал ее «ДПМ на модернизацию». Логика проста: если в энергетике России доминирует именно этот сектор, то дешевле провести модернизацию оборудования и реконструкцию действующих ТЭС. «Конечно, развитие ВИЭ – это тренд, но стоит ли нам торопиться?», - спрашивал Жуковский.

По оценкам «Юнипро», в 2025 году объем средств, высвобождаемых за счет перехода объектов ДПМ в КОМ, составит 175 млрд рублей. И направить их можно и на ВИЭ (в том числе на строительство мусоросжигательных заводов или станций на торфе), и на ГЭС и АЭС, и на сокращение объемов перекрестки между теплом и электроэнергией, и на рост внутренних цен на газ. Но эффективнее всего - на запуск «ДПМ на модернизацию», которая позволит провести модернизацию оборудования, вывод которого невозможен в долгосрочной перспективе.

Однако действующая модель рынка не содержит источников средств на модернизацию, сетовала Александра Панина: «У нас есть денежный поток, но нет инвестиционного механизма возврата». Варианты модернизации типовых ГРЭС – продление паркового ресурса, замена паросиловых блоков на парогазовые, надстройка блоков К-300 и К-200 газовыми турбинами, а также строительство ПГУ ТЭЦ меньшей мощности в отдельном главном корпусе рядом с ГРЭС (позволяет закрыть старый главный корпус станции с устаревшим оборудованием внутри, и решает проблемы теплофикации примыкающих к станции населенных пунктов). По мнению Паниной, для замены 129 ГВт тепловых мощностей требуется комплексный подход, включающий индексацию ключевых точек КОМ (чтобы избежать чрезмерного вывода оборудования), конкурсные отборы инвестпроектов на новое строительство (по типу механизма госгарантирования инвестиций), а также тот самый «ДПМ на модернизацию». «Помните анекдот про то, сколько человек нужно, чтобы заменить лампочку? Ни одного, если лампочка не горит. Я хочу, чтобы мы создали механизм для замены этой лампочки. Инвесторы придут, им нужны инструменты», - констатировала Панина.

«В воздухе уже пахнет новым ДПМ. Запах еще тоненький, он только появился, но уже через пару лет дискуссия будет более конкретной», - заявил на КЭФ-2017 глава «Сибирской генерирующей компании» Михаил Кузнецов. При этом он не уверен, что есть резон в запуске какого-то крупномасштабного нового строительства; иногда маленькие шаги и точечные решения могут быть эффективнее – так, проще заменить ротор турбины, что обойдется в 100-150 млн рублей, чем строить новую турбину за 4 млрд рублей. «Важно не построить дорогое, или построить не то и не там. Та же «Юнипро» поставила третий блок на Березовской ГРЭС. Зачем? У нее даже два блока работают не всегда. Это строительство ради строительства. Поэтому нам нужно аккуратно подходить к теме ДПМ и знакомить потребителей с теми издержками, которые они неизбежно понесут в ходе такой программы», - заключил топ-менеджер.

Татьяна Митрова из Энергетического центра «Сколково» считает, что на данном этапе в энергетике необходимо скользящее планирование, постоянный пересмотр инвестпрограмм, ввод новых объектов небольшими этапами с постоянными корректировками. «Эффект масштаба будет теперь играть против. В Европе профицит мощностей уже свыше 100 ГВт, а у нас – пока еще 20 ГВт. И важно не увеличивать его больше», - уверена эксперт. При этом она считает, что «генералы всегда готовятся к прошедшей войне». И потому на данном этапе важно ответить на простой вопрос – мы будем заниматься модернизацией мощностей или модернизацией энергетической системы? «Это раньше парадигма была такой, что генераторы за все в ответе, что есть вот такая большая централизованная энергосистема, а все остальное как бы не существует. Но оно существует и развивается, и точка невозврата будет пройдена», - отметила Митрова.

И привела в пример известные кейсы. Среди них - Бруклинская платформа TransActive Grid, работающая через Wi-Fi и на основе смарт-контрактов, блокчейна и PayPal, которая распределяет электроэнергию, генерируемую солнечными панелями, установленными на жилых зданиях. Или программа управления спросом Midwest Energy Pump$mart в Канзасе (по данным МЭА, потенциал управления спросом составляет около 15% от спроса в пиковые часы). Упомянула Митрова и про виртуальные электростанцию в Австралии, и про примеры успешного развития распределенной генерации и внедрения интеллектуальных систем управления. К примеру, ИСУ в Уфе помогла сократить потери электроэнергии с 27,3% до 1% (более 522 тыс. рублей в год). «Мы видим по всем зарубежным рынкам, что современные технологии предполагают все более активное внедрение потребителями новых моделей управления спросом на электроэнергию, формирование виртуальных электростанций, развитие распределенной генерации и интеллектуальных сетей, которые в сочетании с новыми системами раннего предупреждения о возможности поломки и проактивным обслуживанием оборудования позволяют снизить суммарную потребность в мощности», - заявила Митрова.

По прогнозу АКРА, рынок тепла будет приоритетным для политики по стимулированию инвестиций в сфере энергетики, но ее проведению будет препятствовать высокая социальная роль теплоснабжения (до 50% в платежах населения за услуги ЖКХ). Замминистра энергетики Вячеслав Кравченко на КЭФ-2017 заявил прямо: в России очень большой объем электроэнергии вырабатывается на тепловых станциях, работающих в режиме когенерации. «Действительно, мы видим другие тенденции в энергетике. Но когда мы говорим о новой энергетике, распределенной генерации и другим трендах, нельзя забывать, что у нас подавляющее большинство населенных пунктов живет в системе централизованного теплоснабжения. А теперь попробуйте смоделировать на такой город какую-то другую систему электроснабжения – с солнечными панелями на крышах, с ветряками, с накопителями. И с закрывшейся ТЭС, по сути, котельной. Мы в эту сторону двигаемся? Думаю, нам важнее правильно сделать модернизацию, чтобы мы не настроили опять много электрики, а потом все дружно бегали и думали, каким образом нам решить проблему с теплом». В целом же позиция Кравченко, как он сам признался, близка к мнению Кузнецова из СГК. Но предлагаем вам сделать самостоятельные выводы, послушав выступление замминистра полностью - по ссылке ниже.