Проведенный Институтом проблем естественных монополий (ИПЕМ) анализ итогов вводов новых генерирующих мощностей в 2018 году показывает, что достигнутые показатели в 4,8 ГВт являются одними из самых высоких за последние 20 лет. При этом объем введенных мощностей ВИЭ составил 350 МВт, и также стал одним из самых высоких за всю новейшую российскую историю. В исследовании отмечается, что отсутствие рыночных механизмов привлечения инвестиций продолжает оставаться основным перспективным риском для генерирующего сектора электроэнергетики. Такие выводы представлены в экспертном мнении «Новые генерирующие мощности в ЕЭС России: анализ итогов 2018 года».

- Новые вводы составили 4,8 ГВт, что позволило 2018 году войти в тройку самых результативных лет по данному показателю за период 1995–2018 гг. В ближайшие годы объем новых вводов в ЕЭС будет неуклонно падать.

- Растут объемы вводимых генерирующих мощностей на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ): 350 МВт. В 2019 году потенциал прироста мощностей ВИЭ в ЕЭС составляет 1,5 ГВт, хотя вероятность его полной реализации невысока.

- Отсутствие рыночных механизмов привлечения инвестиций продолжает оставаться основным перспективным риском для генерирующего сектора электроэнергетики. На смену порочной и нерыночной системе ДПМ (Договоры о предоставлении мощности), приходит ее реинкарнация в виде программы модернизации тепловой генерации, основанной на тех же принципах.

Завершившийся год ознаменовался вводом значительного объёма генерирующих мощностей – 4,8 ГВт. Более высокие показатели по новым вводам были достигнуты только в 2012 и 2014 годах (рисунок 1).

Рисунок 1. Ввод генерирующих мощностей в ЕЭС России. Фактические значения указаны по данным «СО ЕЭС», прогнозные — по результатам отборов проектов, данным «Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018—2024 гг.» и других источников.

Ожидается, что в будущем объёмы новых вводов будут сокращаться. Так, в 2019 г. объём вводов, по максимальной оценке, составит не более 3,6 ГВт, а в последующие годы — ещё меньше. Впрочем, прогнозная динамика вводов в период с 2020 г. может оказаться более положительной, чем это показано на диаграмме — в частности, возможны дополнительные вводы по программам ДПМ[1] ВИЭ и модернизации ТЭС.

Из важных результатов 2018 г. следует отметить начало замещения энергоблоков АЭС с реакторами РБМК: за вводом первого блока на Ленинградской АЭС-2 последовал вывод первого блока на «старой» Ленинградской АЭС. Всего вывод мощностей в ЕЭС России составил менее 2,0 ГВт, что, впрочем, не является выдающимся показателем.

Среди результатов 2018 года обращают на себя внимание успехи реализации программы ДПМ ВИЭ в части вводов СЭС и ВЭС. Всего за прошлый год на территории ЕЭС России было построено 350 МВт СЭС и ВЭС против 194 МВт в 2017 г. (рисунок 2). В результате мощность оптовой ВИЭ-генерации в России превысила 1 ГВт (с учётом Крыма). Впервые за пределами Крыма появились СЭС мощностью 50 МВт и более: Самарская СЭС-2, Сорочинская СЭС, Фунтовская СЭС, Ульяновская ВЭС- 2. При этом последняя отличается сравнительно высоким уровнем локализации используемого оборудования: показатель локализации для неё составляет более 55 %. Для сравнения: на введённой ранее Ульяновской ВЭС, показатель локализации составляет всего 28 %. Повышение уровня локализации было обеспечено за счёт запуска трёх предприятий — производства лопастей в Ульяновске, производства гондол в Дзержинске и производства башен в Таганроге под эгидой консорциума «Роснано», «Фортума» и «Vestas». Другие два ветроэнергетических консорциума («Росатом» + «Lagerwey» и «Энел Россия» + «Siemens Gamesa») планируют запустить свои производства в 2019 году.

В следующем году теоретически возможны рекордные 1,5 ГВт вводов ВИЭ-генерации. Однако это значение включает ряд «мёртвых душ» — объектов, которые прошли конкурсный отбор, но строительство которых так и не началось. Поэтому, скорее всего, реальный объем вводов таких мощностей будет значительно ниже.

Однако в любом случае он будет внушительным в силу ввода крупных ВЭС «Росатома» и «Фортума».

В 2019 г. ожидается ввод значительного числа знаковых объектов:

1. Последние объекты программы ДПМ ТЭС (на Алексинской ТЭЦ, Воронежской ТЭЦ-1 и Грозненской ТЭС), из которых первые два достраиваются с огромным отставанием от плановых сроков (изначально должны были быть введены в 2013—2014 гг.).

2. Плавучая АЭС «Академик Ломоносов», которая будет установлена в Певеке (Чукотский АО). Впрочем, этот объект не войдёт в статистику «Системного оператора» в силу изолированности от ЕЭС России.

3. Зарамагская ГЭС-1 с рекордными параметрами (напор свыше 600 м, длина деривационного тоннеля 14 км, мощность ковшовых гидротурбин около 170 МВт).

4. ТЭЦ в г. Советская Гавань — первая крупная угольная ТЭС на greenfieldплощадке, заложенная в постсоветский период.

5. Вводы первых малых ГЭС на условиях ДПМ ВИЭ (Сенгилеевская, Барсучковская, Усть-Джегутинская, Белопорожские МГЭС).

Отсутствие рыночных механизмов привлечения инвестиций продолжает оставаться основным риском для будущего российской генерации. На сегодняшний день в секторе действует пять групп инвестиционных механизмов, из которых лишь один базируется на рыночных принципах баланса спроса и предложения:

1. Относительно конкурентные рынки (РСВ[2], КОМ[3]).

2. Конкурсные ДПМ (ДПМ ВИЭ).

3. Конкурсные ДПМ с локализацией по местоположению (КОМ НГО[4], ДПМ МСЗ[5]).

4. Неконкурсные ДПМ и надбавки к цене оптового рынка (ДПМ ТЭС, ДКМ[6] ГЭС и АЭС, новые электростанции в Крыму и Калининградской области).

5. Бюджетное софинансирование (АЭС[7], новые ТЭС на Дальнем Востоке[8] и в Крыму[9]).

Рисунок 2. Структура вводов генерирующих мощностей по видам механизмов поддержки. Составлено по данным «СО ЕЭС» и других источников. Суммарный объём вводов на рисунках 1 и 2 может несколько различаться для отельных лет в силу отсутствия данных о некоторых объектах в публичной отчетности «Системного оператора» и статистических расхождений.

При этом отсутствуют реальные перспективы какого-либо изменения ситуации в лучшую сторону. Так, сейчас завершается согласование программы модернизации ТЭС (по своим принципам близкой к конкурсным ДПМ), причём предполагается сохранение механизмов КОМ и КОМ НГО. Вновь продвигается идея о необходимости дальнейшей поддержки ВИЭ-генерации за рубежом 2024 г. Наконец, с истечением срока действия ФЦП по атомной энергетике неизбежно встанет вопрос о возврате инвестиций в сооружение энергоблоков АЭС.

Если программу модернизации ТЭС возможно реализовать, не допуская роста цен сверх инфляции хотя бы в теории, то поддержка всех имеющихся механизмов  финансирования проектов в генерации в сочетании с затратами на параллельную цифровизацию электросетевого комплекса неизбежно войдёт в противоречие с требованием по сдерживанию темпов роста цен. Сложившаяся на сегодня система привлечения инвестиций в российскую генерацию не соответствует не только интересам потребителей, практически исключенных из процесса принятия решений о развитии сектора, но и долгосрочным интересам генерирующих компаний. Если отрасли российской экономики из-за завышенных цен на электроэнергию проиграют глобальную конкурентную борьбу, то кому генераторы будут продавать электроэнергию вместо закрытых российских предприятий?

Первоочередная задача, стоящая сегодня – не обсуждение механизмов возврата инвестиций (ДПМ на модернизацию, новые ДПМ ВИЭ и т. д.), а определение федеральными органами исполнительной и законодательной власти, с обязательным участием потребителей, стратегических приоритетов для отрасли. Например: минимизация уровня цен для потребителей, снижение уровня эмиссии парниковых газов. Возможно, это должно быть обеспечение долгосрочными заказами отечественного энергомашиностроения, о чём почти совершенно забыли во время реформы РАО «ЕЭС России» и программы ДПМ. Таких целей и задач может быть неисчислимо много, но приоритетных – лишь несколько. Без определения этих приоритетов невозможно выстраивать целевую структуру генерации. Только после определения долгосрочной целевой структуры, можно начать выстраивать механизмы возврата инвестиций.

Данный подход являет собой полную противоположность сложившемуся на сегодня: например, обсуждение численных параметров программы модернизации ТЭС происходит в условиях отсутствия актуальной Энергостратегии. Одним из главных аргументов для начала программы модернизации ТЭС стал не прогнозируемый дефицит генерирующих мощностей или снижение надёжности, а лишь ожидаемое через несколько лет снижение денежного потока от программы ДПМ.