Новые энергоблоки плохо используются

«Совет рынка» посчитал, как используется мощность энергообъектов, построенных с 2008–2009 гг. по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). Как следует из презентации «Совета рынка», с которой ознакомились «Ведомости», на конец 2016 г. программа ДПМ была практически завершена, было введено 89% предусмотренных ею мощностей. Построены 77 энергообъектов общей мощностью 19,5 ГВт, модернизированы 44 объекта мощностью 7,1 ГВт.

Наиболее загружены газовые энергоблоки в первой ценовой зоне (европейская часть России и Урал). Они загружены на 69% мощности. Угольные – на 34%. Во второй ценовой зоне (Сибирь) газовые и угольные блоки загружены соответственно на 19 и 12%. Модернизированные объекты ДПМ в первой ценовой зоне на газе использовались на 42%, на угле – на 18%, во второй ценовой – на 55 и 38%.

Это хорошие показатели, считает представитель «Совета рынка». В первой ценовой зоне угольная генерация используется реже из-за менее эффективного топлива, а показатели второй ценовой зоны сильно зависят от выработки сибирских ГЭС, говорит он. Прошлый год стал рекордным для крупнейшей гидрогенерирующей компании «Русгидро». Ее ГЭС увеличили выработку электроэнергии по сравнению с 2015 г. на 15,7% до 94,9 млрд кВт ч.

У угольных электростанций низкий КПД. Поэтому они строились точечно для замены старых угольных блоков, которые в итоге не были закрыты, объясняет собеседник в одной из генерирующих компаний.

По данным «Системного оператора», в среднем мощность в энергосистеме в 2016 г. использовалась на 50,51%. Больше всего были загружены АЭС – 81,34%. Мощность тепловых станций использовалась на 46,66%, ГЭС – на 42,39%. Оптимальный уровень загрузки тепловых электростанций составляет 60–65%, говорит руководитель проекта развития бизнеса в энергетическом секторе PwC Дмитрий Стапран.

Решение о том, какую станцию загружать, принимает «Системный оператор», генерирующие компании не могут на это влиять, передал через представителя директор «Совета производителей энергии» Игорь Миронов. А решение о закрытии мощностей должно быть согласовано властями регионов и одобрено «Системным оператором», проведены дорогостоящие мероприятия по демонтажу оборудования, отмечает он.

ДПМ подписывались после 2008 г., когда РАО ЕЭС прогнозировало ежегодный рост потребления электроэнергии в 2008–2015 гг. на уровне 3,7–4,3% в год, напоминает Стапран. Такие договоры обязывают инвесторов в определенный срок построить энергообъект в обмен на гарантированный возврат инвестиций в течение 10 лет с высокой доходностью. Но на деле рост оказался гораздо меньше, а в некоторые годы даже фиксировался спад, отмечает Стапран. К 2017 г. избыток мощности в энергосистеме составил, по разным оценкам, 20–50 ГВт – т. е. 8,4–21%.

ДПМ составляют лишь часть рынка мощности. Основной объем мощности продается на конкурентном рынке (КОМ). Энергоблоки, не прошедшие КОМ, ищут возможности заключить договоры на свободном рынке. Часть мощности также продается по регулируемым государством договорам, еще одна категория – вынужденная генерация, как правило, это неэффективные блоки, которые невозможно остановить из-за социальной значимости (например, являются единственным источником теплоэнергии в регионе).

Из-за условий ДПМ пока недозагрузка этих мощностей для генерирующих компаний особой проблемы не несет, говорит Стапран, она оплачивается в любом случае. Проблемы могут начаться, когда срок оплаты по ДПМ закончится и эта мощность выйдет на рынок, добавляет он.

Российская энергосистема достаточно консервативна и построена на принципе резервирования, продолжает Стапран. В отсутствие механизма закрытия неэффективных мощностей никто из генерирующих компаний за свой счет делать это не хочет, отмечает он. Но генерирующие компании сами не заинтересованы в излишках мощности, так как это приводит к снижению их капитализации, подчеркивает Миронов.