Цена вопроса

Программа модернизации ТЭС окажет серьезнейший эффект и на энергетику, и на смежные сектора. Для банков это увеличение портфеля более чем на 1,5 трлн руб., машиностроение и энергостроительные компании также ожидает бум. Очевидно, что за бурный процесс освоения средств кто-то должен заплатить. Одобряя проект программы, президент сделал важное замечание: «Новые капзатраты не должны лечь на плечи потребителей». Можно с большой степенью уверенности утверждать, что это условие будет выполнено практически при любом сценарии развития отрасли. Потребители, конечно, станут платить больше, но платежи не превысят темпа инфляции (около 4% в год).

В качестве инструмента привлечения и гарантирования возврата инвестиций предлагается прибегнуть к хорошо знакомым договорам предоставления мощности (ДПМ). Благодаря текущей программе ДПМ, которая завершится в 2018 году, в строительство 28,5 ГВт привлечено более 1 трлн руб. Новые мощности стоили для потребителей 2,8 трлн руб. ДПМ стали причиной резкого роста оптовой цены на электроэнергию на 11% в 2017 году. Оплата модернизации в какой-то мере заместит сокращающиеся выплаты по текущим ДПМ. После пикового 2020 года платежи по текущим ДПМ снижаются в среднем на 30 млрд руб. в год, примерно в такие же деньги обойдется потребителям модернизация. Именно этим обусловлены умеренные прогнозы темпов роста конечной цены.

У предложенного механизма есть очень серьезное отличие от традиционных ДПМ. Для текущих контрактов проекты утверждало правительство, теперь за гарантии возврата инвестиций генкомпании будут бороться на конкурсах. При максимальной прозрачности и открытости конкуренция будет серьезная, что приведет к сокращению нагрузки на потребителя. Недавние отборы ВИЭ этому подтверждение, высокий интерес трех инвесторов обусловил снижение капвложений на 30%.

Кроме 40 ГВт до 2030 года, запланированных в рамках ДПМ на модернизацию, Минэнерго рассчитывает и на обновление остальных объемов ТЭС (около 90 ГВт) за счет повышения ценовых коридоров в рынке мощности «старой» генерации (КОМ). Новация станет очень ценной для дальнейшей либерализации национального энергорынка. В целевой модели оптимальным решением может стать отказ от долгосрочных механизмов типа ДПМ в пользу дерегулирования. Пока, по нашим расчетам, цену КОМ надо увеличить на 20–50% в зависимости от зон энергорынка. Проект Минэнерго комбинирует оба подхода, что позволит не допустить резких краткосрочных колебаний.

Либерализация рынка мощности снизит риск заморозки энергосистемы в текущей конфигурации — с высокой долей тепловой генерации. Рынок способен оперативно формировать инвестиционные сигналы в соответствии с трендами технологического развития. ДПМ на модернизацию будут заключаться на 15–20 лет, на этот период потребители обязаны оплачивать законтрактованную мощность. Но развитие технологий удивляет темпами: многие решения, считавшиеся еще два—пять лет назад альтернативными, уже конкурируют с ТЭС. Это надо учитывать, подписываясь под 20-летними обязательствами.

Возобновляемая энергетика должна конкурировать за средства, запланированные на обновление энергосистемы, но как — пока остается вопросом. Реализуемая программа поддержки ВИЭ зарождает в стране серьезную научную и промышленную базу, и игнорировать этот тип генерации при планировании развития ЕЭС на следующие 20 лет неправильно. Потенциала достаточно, чтобы до 2030 года ввести еще 10 ГВт зеленой генерации.