Худший КОМ десятилетия

Вместо предсказанного накануне реформы РАО "ЕЭС России" дефицита предложения электроэнергии в России сложился существенный недостаток спроса. В нынешнем году лишними оказались 15,4 ГВт энергомощностей, к 2017 году эта цифра возрастет до 22,2 ГВт. Старые станции не выводятся из эксплуатации, на их модернизацию у генераторов не хватает средств, а их консервация с целью дальнейшей разморозки помимо того, что стоит денег, может оказаться нецелесообразной, если спрос так и не восстановится.

Предложение не рождает спрос

В уходящем году стало очевидно, что энергорынок живет в совершенно иных условиях, нежели предполагалось накануне реформы РАО "ЕЭС России". Тогда ожидался кризис недостатка мощностей, в просторечии получивший название "крест Чубайса" за графическую демонстрацию пересечения взмывающей вверх кривой требуемой мощности и более гладко скользящей вниз кривой действующих мощностей. Пересечение должно было состояться, по разным версиям схемы, в 2005-2007 годах, после чего разрыв между спросом и предложением начинал стремительно расти. Этим фактором объяснялась необходимость немедленной реформы электроэнергетики.

В ходе реформы РАО ЕЭС, когда генерация распродавалась с обязательствами по строительству новых мощностей, объемы их формировались из расчета растущего спроса. Из тех же допущений формировалась и программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которые позволяли инвестору вести строительство на условиях окупаемости в течение 15 лет и доходности порядка 14%. Когда они подписывались, предусматривалось, что рост электропотребления составит от 4,1% до 5,2% в год, то есть по итогам 2014 года спрос должен был вырасти относительно 2008 года на 35-43%.Таким образом, на конец 2014 года он должен был составлять порядка 1356-1444 млрд кВт ч.

Но факт существенно разошелся с планом. Впервые явное отставание роста спроса от плановых показателей стало заметно в кризис 2008-2009 годов: по итогам 2009 года растущий до тех пор спрос впервые упал (-4,6%, до 964 млрд кВт ч). Однако это могло бы оказаться точечным явлением, ведь потом рост спроса восстановился, пусть и не такой взрывной, как ожидалось. Но к 2013 году стало понятно, что он не просто замедляется, а останавливается. В 2013 году фактически до последнего сохранялся прогноз хотя бы мизерного, но повышения спроса, однако чем ближе подходил конец года, тем более натянуто звучали эти заявления. Осенью 2013 года "Совет рынка" осторожно спрогнозировал, что при самых оптимистических прогнозах нас ждет максимум однопроцентный рост энергопотребления по итогам года, при этом на момент публикации прогноза в первой ценовой зоне прирост был равен нулю, а во второй (Сибирь) наблюдалось падение на 1%. По факту в 2013 году потребление упало на 0,6%, до 1,031 трлн кВт ч, в ЕЭС России — также на 0,6%, до 1,009 трлн кВт ч.

В текущем году Россию ожидает незначительный рост потребления — по прогнозу Минэнерго, на 0,7% в ЕЭС России к факту 2013 года. По данным "Системного оператора", за 11 месяцев 2014 года потребление электроэнергии в ЕЭС России и в России в целом выросло на 0,2%, до 914,3 млрд кВт ч и 933,6 млрд кВт ч соответственно. Однако даже если рост подтвердится, он все так же будет отставать на 35-40% от плановых показателей на этот год, в соответствии с которыми рассчитывались новые вводы по ДПМ.

Избыточные мощности

Между тем новые вводы идут в достаточном соответствии с исходным графиком. В 2015 году будет введено 7645 МВт ДПМ, на 722 МВт увеличится мощность Саяно-Шушенской и Богучанской ГЭС, на 600 МВт — двух блока Курской АЭС и двух блоков Ленинградской АЭС, а также еще 644 МВт введут участники рынка. Для сравнения: из эксплуатации будет выведено всего 957 МВт. При этом спрос снизился на 5187 МВт.

Разрыв спроса и предложения особенно ярко проявился при проведении осенью конкурентного отбора мощности (КОМ, на нем должны выбираться наиболее эффективные станции, которые будут получать в следующем году плату за мощность).

КОМ на 2015 год оправдал все худшие ожидания рынка. Ненужными оказались в пять раз больше станций, чем год назад,— 15,4 ГВт мощности. Из-за избытка предложения цены на Урале упали на 24%, в европейской части России — на 12%. В Сибири цена заметно возросла (на 84%), однако это во многом связано с аномально низкой ценой, сложившейся годом ранее. По оценке Fitch, результаты КОМ сократят доходы от мощности для электростанций нескольких российских генерирующих компаний, которые ведут деятельность в первой ценовой зоне (Европа и Урал), включая "Энел Россия", "Э.Он Россия", "Фортум", а также в меньшей степени ТГК-1, "Мосэнерго" и "Интер РАО".

Станции, которые не проходят КОМ, могут продолжать работать исключительно на рынке электроэнергии, либо прекратить работать, либо обратиться за получением тарифа на мощность на особых основаниях — как так называемый вынужденный генератор. Право на него имеют те станции, которые нельзя вывести из эксплуатации, не поставив под угрозу надежность либо электро-, либо теплоснабжения потребителей.

В нынешнем году вынужденные станции прошли особенно бдительную фильтрацию (их проблему поштучно разбирала специальная рабочая группа "Совета рынка"), но и после нее 12,87 ГВт мощности получили оплату (см. таблицу). Поскольку за вынужденных платит весь рынок, нагрузка на него возрастет на 27,7 млрд руб., подсчитывает Сообщество потребителей энергии. Платежи по ДПМ между тем растут, поскольку растет как количество введенных станций, так и сама стоимость киловатта ДПМ. Так, в 2015 году из-за роста ставки ОФЗ, влияющей на доходность ДПМ, совокупный платеж за них увеличится на 8-10%. Вкупе со стартовавшей в прошлом году программой поддержки возобновляемой энергетики за счет оптового рынка совокупные расходы потребителей начинают подходить к критической отметке.

При этом общие доходы оптового рынка ограничены политикой сдерживания конечных цен на электроэнергию, которая в том или ином виде проводится государством с 2012 года. Аналитик Газпромбанка Наталья Порохова подсчитывает, что регуляторное воздействие снизило доходы генерации в 2012-2014 годах на 150 млрд руб. На тепловую генерацию приходится менее 20% от сборов с потребителя, поскольку порядка 40%, а иногда и 50%, в конечной цене — регулируемая сетевая составляющая, тепловики отдают за топливо, на примере газа, 50-65% в затратах, а цены на газ растут опережающими темпами. В эти 20% компании должны уложить все затраты на ремонт и поддержание основных фондов.

КПД старости

Между тем основные фонды продолжают стареть. Порядка 50 ГВт мощностей старше 40 лет и нуждаются в замене. Коэффициент использования установленной мощности энергосистемы остается низким и составляет 49,9%. Но его повышение могло бы иметь реальный экономический эффект. Удельный расход топлива модернизированных станций на 30-40% ниже, чем старых, а снижение этого показателя даже на 10% уменьшает расходы на 70 млрд руб.

Но финансировать замену старых станций их владельцам не из чего. По капзатратам модернизация уступает новому строительству, но зачастую незначительно — лишь на 15-25%. На тариф на мощность рассчитывать не стоит: как отмечается в презентации гендиректора "Газпром энергохолдинга" Дениса Федорова, средний рост цены КОМ в первой ценовой зоне в 2011-2014 годах — 4% при средней инфляции 6,4%. Ввод мощностей без КОМ нерентабелен: стоимость ввода 1 кВт составляет $1,5 тыс., а рынок капитала оценивает этот 1 кВт в $200-300. ДПМ на модернизацию, которые генераторы просят уже не первый год, государство вводить отказывается.

Более того, поскольку профицит мощностей будет расти (по прогнозу "Квадры", к 2017 году он всемеро превысит существующий объем в 3,14 ГВт, составив 22,25 ГВт), правительство будет все строже настаивать на выводе старых станций из эксплуатации.

Анализ стоимости

Но возникает вопрос, как финансировать вывод из эксплуатации. Он тоже не обходится генератору бесплатно. Так, РЭУ имени Плеханова провел анализ стоимости вывода из эксплуатации ТЭЦ и рекультивации площадки на примере торфо-мазутной Шарьинской ТЭЦ ТГК-2 (электрическая мощность — 21 МВт, тепловая — 388 Гкал/ч). По экспертной оценке института, стоимость вывода составила бы 788 млн руб. (в ценах 2011 года). Стоимость вывода может заметно колебаться в зависимости от его качества, отмечал на конференции "Электроэнергетика России" директор по энергорынкам "Э.Он Россия" Андрей Жуковский: либо просто "вешается замок", либо, как на Западе, площадка полностью рекультивируется, до зеленой лужайки. У вывода станций всегда есть дополнительные осложнения. Так, говорит господин Жуковский, российские ГРЭС (оптовые генераторы электроэнергии, не производящие тепла) находятся в маленьких поселках и моногородах, фактически являясь градообразующим предприятием. На них работает 500-600 человек. "Выводить станцию, не предлагая ничего взамен, невозможно",— говорит он.

В идеологии тотального вывода станций есть пробел: не ясно, что делать, если подтвердится какой-либо оптимистический прогноз и спрос снова вырастет. На такой случай предлагается механизм оплачиваемой консервации станции. В начале года отраслевые министерства и объединения должны сформулировать свои предложения для правкомиссии.

По оценке главы "Евросибэнерго" Вячеслава Соломина, вывод из эксплуатации обходится в $500-600 за 1 кВт установленной мощности при стоимости строительства $2-3 тыс. руб. за 1 кВт. Но, напоминает Денис Федоров, существует еще вопрос сохранения инфраструктуры. "При консервации ТЭЦ мы перестаем поставлять тепло потребителям, остаются пустые теплотрассы, износ которых, по нашим расчетам, происходит в сто раз быстрее, чем наполненных теплоносителем,— поясняет он.— И через два года все это можно просто выбросить. Когда мы говорим о консервации объекта даже в 200 МВт, мы забываем о том, что он тянет за собой огромную инфраструктуру. Законсервировать станцию технически возможно, но что делать с инфраструктурой, совершенно не понятно". Даже Минэнерго слабо верит в необходимость стимулируемой консервации: заместитель министра Вячеслав Кравченко говорил, что рост потребления, который бы заставил вновь ввести эти станции в работу, вряд ли произойдет в ближайшие пять-шесть лет.