Энергетика Европы балансирует на грани ВИЭ

Энергетика Европы балансирует на грани ВИЭ

ЕС даст гарантии доходов АЭС и угольным ТЭС

Власти ЕС, которые прежде хотели избавиться от рынка мощности в электроэнергетике, теперь решили предоставить плату за мощность угольным ТЭС до конца 2028 года, чтобы сбалансировать энергосистему при бурном развитии ВИЭ. Основные бенефициары поправок — Германия и Польша с большой долей угольных ТЭС, говорят аналитики, отмечая неизбежность поддержки базовых станций через нерыночные платежи. Взамен Франции удалось добиться поправки в пользу своих старых АЭС, которые с 2026 года получат гарантированный тариф, покрывающий фактические затраты.

Фото: Martin Meissner / AP

“Ъ” изучил согласованные Советом ЕС поправки к регламентам европейского энергорынка (документ опубликован 19 октября). Одно из ключевых изменений — продление нерыночных платежей за мощность угольных ТЭС (с уровнем выбросов более 550 г CO2 на 1 кВт•ч выработки) еще на три года — до 31 декабря 2028 года.

Таким образом, Евросовет признал, что угольные ТЭС необходимы для надежности энергоснабжения.

Механизмы поддержания мощности (capacity mechanisms), несмотря на возможные рыночные искажения, «могут играть важную роль для балансовой надежности, особенно в период перехода на безуглеродную энергетику при слабых электросвязях между энергосистемами», говорится в документе. Из регламента также убрали фразу о том, что capacity mechanisms носят временный характер.

В ЕС каждая страна может создать рынок мощности, предварительно согласовав правила с регуляторами. Электростанция в рынке мощности получает деньги за готовность включиться в любой момент по команде диспетчера, что позволяет ей получать доход, оставаясь в резерве. В 2022 году различные capacity mechanisms работали в восьми странах, включая Германию, Францию и Польшу, говорится в отчете европейского агентства по взаимодействию регуляторов энергетики (ACER). Объем рынка составил 174 ГВт, в основном это угольные и газовые ТЭС, а также французские АЭС. Общий платеж за мощность превысил €5,2 млрд, а в 2023 году он достигнет €7,4 млрд. Самая высокая цена за мощность в Германии — более €60 тыс. за 1 МВт, в Польше — около €45 тыс.

В ЕС долгое время хотели полностью отказаться от платежей за мощность (в ЕС их называют субсидиями), поскольку это искажает ценовые сигналы для трансграничной торговли на единой бирже электроэнергии, рассказывает Сергей Роженко из Kept.

Но оказалось, что рынок мощности — единственный способ поддерживать в рабочем состоянии базовую генерацию, которая необходима при большом объеме ВИЭ.

«Сейчас они придумывают различные исключения и оговорки, хотя, уверен, субсидии будут продлевать бесконечно,— говорит господин Роженко.— Основные бенефициары — Германия и Польша с большой долей угольных ТЭС. Хотя на самом деле это выгодно европейской экономике и промышленности, которая получит бесперебойный киловатт-час».

Еще одно важное изменение — внедрение механизмов поддержки для старых АЭС. С 2026 года операторы действующих атомных энергоблоков смогут заключать с государством долгосрочные «контракты на разницу цен» (contracts for difference — CfD) при модернизации оборудования или при продлении срока службы объекта.

По сути, подобный договор установит тариф на выработку АЭС и станция будет гарантированно получать за киловатт-час цену, покрывающую ее фактические затраты.

Если рыночная цена окажется выше тарифа, то генкомпания вернет разницу регулятору. При очень низких рыночных ценах государство будет субсидировать генкомпанию.

Введение тарифов для старых АЭС лоббировала Франция, где объем атомной генерации превышает 62 ГВт (выработка в 2022 году — 279 млрд кВт•ч, или 63% от общей выработки в стране). Сейчас старые АЭС обязаны около трети выработки продавать по низкому тарифу €42 за 1 МВт•ч, из-за чего госкомпания EDF терпит убытки. С 2026 года прежний механизм регулирования будет заменен на контракты CfD, следует из решения Евросовета. Летом 2023 года французский регулятор энергорынков (CRE) опубликовал расчеты полной цены выработки французских АЭС, которая в 2026–2030 годах составит €60,7 за 1 МВт•ч, а себестоимость — €57,8.

Резко против введения CfD для старых АЭС выступала Германия, закрывшая в 2023 году свои последние атомные энергоблоки. Немецкие власти настаивали, что контракты на разницу цены должны получить только новые ВИЭ и мини-ГЭС. Из-за этого Евросовет несколько месяцев не мог согласовать изменения в регламенты. Вероятно, Франция и Германия нашли компромисс через принятие двух взаимовыгодных инструментов: более высоких тарифов для французских АЭС и продления субсидий для немецких угольных ТЭС. В Германии доля выработки ТЭС на буром угле в 2022 году составляла 20,4%, на каменном угле — 12,4%, а на газовых ТЭС — лишь 10,6%. Лидером в ЕС по объему угля в энергобалансе остается Польша, где выработка угольных ТЭС достигает 77%.