Давать прогнозы - дело неблагодарное и в текущих условиях окружающей действительности как будто бы наивное. Но российской электроэнергетике, как отрасли довольно монументальной и ориентированной на госнужды, не обойтись без попыток долгосрочного планирования. Или хотя бы пожеланий на будущее.
Определенные тренды и темы устойчиво "с нами" уже не первый год: это дефициты мощностей, недовольство инвесторов условиями их строительства, недовольство потребителей предложениями по этим условиям, универсальное регулирование проблем при помощи надбавок для участников отрасли, острая необходимость в расширении и обновлении инфраструктуры, но при этом недостаток стимулов (и денег) это делать. Ничто не вечно под Луной (кроме планов строительства на спутнике Земли атомной электростанции), но больные темы энергетики уже не первый год показывают, что, может быть, они-то как раз и вечны.
ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ БУДЕТ ТРЕБОВАТЬ ДЕНЕГ И ДЕТАЛЕЙ
Ключевой нормотворческой темой в энергетике в уходящем году стала подготовка нового федерального отраслевого закона. Разработанные новации создают впечатление уплотняющегося госрегулирования отрасли, которая в последние годы и так в целом придерживалась этого вектора. Вместо конкурсов, условия которых не устраивают участников рынка, все чаще строительство новых объектов генерации отдают "назначенцам", а окупаемость проектов так или иначе завязана на условия поддержки, определяемые государством, и без них эта окупаемость, похоже, в действующей реальности состояться пока не может.
Новый закон об электроэнергетике вводит новый же вариант финподдержки отрасли, которой до 2042 года для обновления потребуется около 40 трлн руб. (и тут речь только о генерации, для развития сетей нужно еще несколько триллионов). Минэнерго предложило создать государственного оператора финподдержки энергетики - так называемый "финансовый институт развития". Он должен обеспечить целевое проектное финансирование "на льготных условиях" (здесь и далее цитируется текст законопроекта и сопровождающих его документов). Причем речь идет не только о прямой поддержке государства в виде средств из бюджета, но и об использовании, в частности, "банковских продуктов". Предполагается, что финансироваться льготные условия будут из налоговых поступлений топливно-энергетического комплекса.
Помимо госоператора, Минэнерго считает необходимым создать институт инфраструктурного развития. Здесь речь идет уже о публично-правовой компании, в ведении которой будет синхронизация всех схем развития в инфраструктурных отраслях (речь не только об электроэнергетике, но и об угольной и газовой отраслях), а также создание площадок для "энергоемких пулов проектов в госинтересах" (что бы это ни значило) и привлечение потребителей для долгосрочных поставок электроэнергии. Также этот институт должен стать единым госзаказчиком строительства ГЭС и в целом будет отвечать за отраслевой заказ в электроэнергетике.
Фактически в своей новой "нормативке" ведомство в общих чертах обозначило две темы, которые волновали энергорынок в последнее время, а в уходящем году особенно: финансирование и отраслевой заказ.
КТО-ТО ОБЯЗАТЕЛЬНО ЗА ЭТО ВСЕ ЗАПЛАТИТ
У энергорынка, разумеется, есть свои соображения на эту тему. Так, генкомпании продолжали активно продвигать тему с авансированием строек генерации. Фактически речь идет о предварительном финансировании проектов. Как говорилось в сентябрьской презентации объединяющего генкомпании "Совета производителей энергии", генераторы предлагали предварительный платеж в размере 30% от capex. Реализовать идею можно было бы через традиционную надбавку на оптовом рынке или через создание "специального фонда". "Генсхема, энергостратегия, если вы не придете на конкурс, мы вас назначим... Вы все равно все (построить все необходимые энергосистеме объекты генерации - ИФ) должны сделать, а где вы возьмете на это деньги - это отдельный вопрос", - сетовала в разговоре с журналистами глава набсовета объединяющей генкомпании ассоциации Александра Панина. По ее словам, помимо механизма авансирования, речь также может идти о доработке ДПМ (договоров о предоставлении мощности, основной механизм окупаемости новых проектов в энергетике - ИФ), изменении правил модернизации (в частности, по-прежнему обсуждается тема выделения спецквоты в ней для ТЭС, также предлагается актуализация ценовых параметров и бессрочное продление после 2032 года).
Потребители же, за чей счет как раз предлагается авансировать проекты, выступили против этой идеи и предложили альтернативу. В декабре "Сообщество потребителей энергии" обратилось к профильному вице-премьеру Александру Новаку, предложив взамен использовать инфраструктурные облигации ("Интерфакс" ознакомился с текстом предложений). По мнению потребителей, авансирование "не предусматривает встречных обязательств поставщиков", а также "создает риски нецелевого использования собранных средств". Кроме того, их обеспокоило скрытое удорожание проектов, так как в конечной цене на электроэнергию не предполагается учет стоимости авансирования. Облигации же должны помочь не только обеспечить встречные обязательства генкомпаний, но и снизить стоимость привлечений займов на 3-5%, "смягчить ограничения, связанные с банковскими ковенантами энергокомпаний, а также расширить состав потенциальных инвесторов", уверены потребители.
Интригой остается то, чью сторону в конфликте интересов в итоге займут регуляторы. Осенью Минэнерго представляло ряд мер финансирования, в числе которых было и авансирование, а также "реинвестирование" налогов и дивидендов энергокомпаний. "Предлагаем сформировать систему авансирования всех крупных инвестиционных проектов при условии, что инвестор приносит 30% денежных средств своих собственных, 30% авансирует рынок и 40% от оставшихся мы предлагаем обеспечивать через институт финансовой поддержки", - говорил замминистра энергетики Евгений Грабчак.
"Системный оператор" пошел еще дальше, заявив в начале декабря о том, что участие потребителей в стройках возможно не только в формате авансирования, но, вероятно, и вовсе в формате участия в отборах. "Есть отдельная дискуссия, что делать с крупными потребителями, которые строят крупные объекты потребления и готовы строить генерацию, особенно в зоне дефицита (энергии - ИФ)", - говорил глава оператора Федор Опадчий, отмечая, что "надо брать конкретные кейсы и смотреть, что можно сделать". Минвостокразвития же сообщало, что в рамках развития энергетики Дальнего Востока рассматривается как раз создание условий для строительства крупными потребителями своих объектов генерации.
И на эти предложения уже есть первые интересанты. Во второй половине года стало известно о планах ГК "Эльга" построить Канкунскую ГЭС в Якутии мощностью 1 ГВт. После этого Минэнерго сообщило об обсуждениях с другими крупными промышленными компаниями. "Сейчас проводим работу и с "(Русской - ИФ) медной компанией", которая готова рассмотреть возможность строительства более 1 ГВт мощностей на территории Хабаровского края, и с "АЛРОСА", и с другими инвесторами", - говорил замминистра энергетики Петр Конюшенко.
В 2025 г. на пределе оказались ресурсы даже у "Росатома". По части ВИЭ об этом прямо заявил на декабрьской конференции Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) гендиректор "Росатом Возобновляемая энергетика" Григорий Назаров.
"Портфель, который мы сейчас сформировали в "Росатоме", уже на грани тех возможностей, которые были сформированы на старте. Сказать, что у нас есть какой-то ресурс, чтобы выйти на новые проекты в ближайшие пять лет, его сейчас нет, тем более если ставка (ЦБ - ИФ) будет сохраняться на текущем уровне еще два-три года. Это серьезный вызов", - говорил Назаров.
Про финансирование новых АЭС на территории РФ говорила в Совете Федерации коллега Назарова по "Росатому" Марина Киселева. "В связи с очень глобальной программой развития атомной генерации у нас будут кассовые разрывы, потому что возврат по ДПМ 25 лет, а срок сооружения АЭС большой мощности - десять лет", - рассказывала она.
МОЩНОСТИ БЫЛИ, ЕСТЬ И ПОКА БУДУТ В ДЕФИЦИТЕ
Ясности по финансированию и условиям пока нет, но вот спрос на мощности никуда не исчезнет. Минэнерго видит не просто рост потребления, что уже приводит к прогнозируемым энергодефицитам, изменились сами потребители, отмечал директор департамента ведомства Андрей Максимов. "Если раньше тот же самый прирост нагрузки был сильно растянут во времени под запуск теоретического завода, то сейчас темпы набора нагрузки сильно ускорились", - говорил Максимов в декабре на конференции по возобновляемой энергетике. В качестве примера такого "ускоренного потребления" он привел майнинг криптовалют и развитие искусственного интеллекта.
Скорость принимаемых решений увеличивается, констатировал Максимов. По его словам, на проходивших в течение года заседаниях правкомиссий по покрытию энергодефицитов самые большие споры касались сроков ввода объектов. "Мы и "Системный оператор" видим, что надо строить генерацию к 2028-2030 гг., а генкомпании говорят, что они просто не успеют привлечь деньги, произвести и поставить оборудование", - сетовал чиновник.
Решать все эти неприятные вопросы при этом нужно как можно быстрее: "Системный оператор" если и менял свои прогнозы по дефицитам мощности в регионах, то только в сторону их увеличения.
В последнем варианте проекта схемы и программы развития электроэнергетических систем на 2026-2031 гг. в перечне дефицитных в перспективе регионов были не только уже привычные (Сибирь, Юг, Дальний Восток), но и новый - добавилась часть Дагестана (энергорайон Каспий-2). Тут дефицит может составить 25-78 МВт в период 2027-2031 гг. Покрыть его предлагается строительством гарантированной генерации не менее чем на 151 МВт. Что же касается "старых" проблемных регионов, то в Иркутской области, Забайкалье и Бурятии ожидается дефицит, который требует ввода в строй мощностей на 1050 МВт, а также линии электропередачи постоянного тока.
Для решения проблем с мощностью на Дальнем Востоке нужно около 445 МВт гарантированной генерации в Хабаровском крае и Приморье (конкурс на которую летом уходящего года не состоялся и предполагается назначение инвестора), но до ее ввода потребуется еще продлить сроки эксплуатации оборудования Артемовской ТЭЦ и Хабаровской ТЭЦ-1 - с чем было не согласно "РусГидро". Предполагается, что после ввода в регионе первого энергоблока Приморской АЭС (1 ГВт в 2033 г) проблема с дефицитом тут должна исчезнуть. Кроме того, речь шла и о необходимых Якутии 202 МВт, частичной альтернативой которым может стать продление срока эксплуатации генерирующего оборудования Якутской ГРЭС и Якутской ГРЭС Новая.
На Юге нужна генерация на 2,2 ГВт. Согласованное ранее решение - шесть быстровозводимых ГТУ суммарно на 150 МВТ на Таврической ТЭС уже в следующем, 2026 году, один блок ПСУ на 150 МВт на Краснодарской ТЭЦ в 2028 году, еще один ПГУ на 470 МВт в Динском районе Краснодарского края в 2029 году. В 2029 же году планируется построить ПГУ на 235 МВт на Таврической ТЭС. Еще два энергоблока по 160 МВт каждый введут в 2029 и 2030 годах на Ударной ТЭС, там же планируется и ввод блока на 235 МВт в 2030 г. На Сочинской ТЭС "Интер РАО" предполагается возвести блок на 480 МВт в 2030 г, а на Джубгинской ТЭС - ПГУ на 164 МВт в том же 2030 г. Кроме того, необходимо обеспечить продолжение эксплуатации уже "существующего генерирующего оборудования на Сочинской ТЭС, установленной мощностью 161 МВт".
Здесь же в качестве краткосрочного варианта решения проблемы будут впервые использованы накопители энергии, подключить которые планируется до июня 2026 года: на 100 МВт для Крыма и Севастополя и еще на 250 МВт для Краснодарского края и Адыгеи.
Для Москвы и области потребуется масштабное сетевое строительство (включая линию постоянного тока с вводом до 2036 года), а также строительство блоков суммарно на 500 МВт на ТЭЦ-25 и ТЭЦ-26 "Мосэнерго", а также 450 МВт на Каширской ГРЭС "Мосэнерго".
ЗЕЛЕНАЯ ЭНЕРГЕТИКА ПОКА ВЫЗЫВАЕТ СТАБИЛЬНЫЙ ИНТЕРЕС
Традиционная генерация требует масштабных строек, но пока искреннего активного интереса соответствующие отборы у участников отрасли не вызывают. На этом фоне под своеобразную реабилитацию попали возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Из всех проходивших в течение года конкурсов отбор проектов ВИЭ на Дальнем Востоке был единственным, к которому инвесторы проявили интерес и заявили реальные проекты. На все остальные конкурсы в традиционной генерации никто не пришел и проблему пришлось закрывать правкомиссии в ручном режиме.
"Мы идем в сторону большего встраивания ВИЭ в энергосистему на всех уровнях. Мы уже согласовали и определили места размещения (объектов ВИЭ - ИФ), мы уже вошли в историю с накопителями. Пока в пилотном режиме, но с пониманием, что это точно будет расширяться", - говорил директор департамента Минэнерго Максимов.
Тема накопителей вообще стала одной из главных на прошедшей в декабре конференции АРВЭ. Осенью "Россети" получили право строительства 250 МВт накопителей на Юге РФ, еще 100 МВт построит "Росатом" в Крыму. Аналогичные решения рассматриваются для Дальнего Востока.
"То, что мы делаем на Юге, помогает нам срезать пики", - говорил на конференции предправления "Системного оператора" Опадчий. Он отмечал удобство использования накопителей в ситуации, когда нет возможности выдавать электроэнергию с объектов ВИЭ. В первую очередь хорошо эту проблему решают накопители для солнечной энергетики. "Мир активно идет в эту сторону - накопители с ВИЭ", - заметил Опадчий.
Зампредправления "Совета рынка" Олег Баркин подкрепил этот тезис расчетами. По мнению "Совета рынка", возобновляемые источники энергии вместе с накопителями могут обеспечить сравнимый с ТЭС полезный отпуск электроэнергии и среднюю мощность в плановые часы пиковой нагрузки.
В параметрах для энергосистемы Востока ввод в строй 425 МВт солнечной генерации плюс 41 МВт накопителей будет эквивалентно строительству 90 МВт угольной генерации. Годовой платеж потребителей оптового энергорынка в обоих случаях составит порядка 9 млрд руб. На Юге РФ использование 517 МВт ветрогенерации плюс 125 МВт накопителей обойдется дешевле строительства 265 МВт газовой генерации (годовой платеж 16 и 25 млрд руб. соответственно), показывал Баркин расчеты на конференции АРВЭ.
Готовность участвовать в таких проектах подтвердил присутствовавший на конференции замгендиректора крупнейшей солнечной компании в РФ Unigreen Energy Олег Шуткин. "Такие проекты, когда солнце с накопителями на шесть часов, когда эта очень маневренная мощность. Мы готовы начиная с 2027 г. такие объекты вводить", - сказал он.
СТАРЫЕ ТЕМЫ ПОТРЕБУЮТ ИЗМЕНЕНИЙ (ИЛИ ОКОНЧАТЕЛЬНОГО ЗАБЫТЬЯ)
В уходящем году речь шла не только о новых направлениях развития, но проявились и кое-какие древние (но оттого не перестававшие быть больными) темы, в частности, проблемы на Северном Кавказе. На фоне внушительных долгов в 2020 году дочки "Россетей" достигли соглашения с генкомпаниями об их реструктуризации, в дальнейшем соглашение было обновлено и продлено до 2027 года. Предполагалось, что к этому сроку должники выйдут на полную оплату. Оплачивать обязательств можно деньгами с рассрочкой или же векселями с возможностью дисконта.
"Россети" в уходящем году в итоге попросили увеличить дисконт (до 23-29%, сейчас соглашения предусматривают дисконт для "Чеченэнерго" в размере 10%, для "Россетей Северный Кавказ" - 17%) на фоне того, что у дочерней "Россети Северный Кавказ" возникли "непредвиденные обстоятельства", повлиявшие на финсостояние компании, что, в свою очередь, создало угрозу невыполнения ею своих обязательств на энергорынке в следующем году.
Производители энергии, с которыми заключались соглашения, не поддержали идею "Россетей". В качестве компромисса рассматривалось сохранение дисконта на текущем уровне. И какое-то время оно даже фигурировало как возможная позиция Минэнерго по этому вопросу наряду с продлением действия соглашений до 2030 года, однако не было принято.
По данным собеседников "Интерфакса" на энергорынке, базово пока рассматривается продление соглашений "Россетей" и генкомпаний до середины следующего года, окончательно вопрос предполагается решить в ближайшие два месяца.
Теоретически закон об электроэнергетике запрещает совмещение деятельности по передаче и сбыту электроэнергии, но желающих работать на Северном Кавказе вместо "Россетей" пока нет. Компании группы выполняют эти функции уже пять лет. Глава сетевой компании Андрей Рюмин осенью выражал надежду на снятие с нее сбытовых функций на Северном Кавказе. "Здесь, к сожалению (для нас "к сожалению"), так сложилось, что сетевой комплекс вынужден еще на себе держать функции сбытовые. Хотя это противоречит законодательству, но у нас сейчас таким образом это сформировано, что никто из сбытовых компаний не хочет идти на Северный Кавказ", - сетовал он, отмечая, что в компании надеются на то, что сети все-таки будут заниматься сетями, а сбыты - сбытами. "Сбыты на Северном Кавказе - должны прийти профессиональные игроки этого рынка и заниматься этой деятельностью", - говорил Рюмин.
Проблема Северного Кавказа, впрочем, затрагивает не только сети и генкомпании, потребителям тоже может "достаться". Так, обсуждалось введение отдельной надбавки для оптового рынка по аналогии с действующей дальневосточной надбавкой, которая позволяет за счет средств рынка выравнивать тарифы в регионе, и решения по этому вопросу пока еще нет.
Другой древней и всплывшей в очередной раз темой была идея о передаче "Россетям" функций "Системного оператора". Это предложение возникает при каждом новом главе "Россетей", но каждый раз в итоге уходит на время в небытие. В уходящем году на мгновение показалось, что тема обсуждается активнее, чем обычно. "Россети" вновь говорили о дублировании функций и инфраструктуры, "Системный оператор" вновь парировал конфликтом интересов. Неожиданно тему поддержал министр энергетики Сергей Цивилев, таким образом ее в каком-то смысле легализовав. "Мы начинаем постепенный этап сближения этих двух функций, потому что на сегодня мы видим, что есть дублирование функций между "Россетями" и "Системным оператором". Стоит задача это дублирование функций убрать", - говорил он летом. В итоге появился законопроект и череда обсуждений. Однако к концу года тот же Цивилев сообщил, что вопрос передачи функций "Системного оператора" в "Россети" (MOEX: FEES) на повестке дня ведомства не стоит. Ушла ли эта история в отпуск до следующего поворота в истории "Россетей" или же все-таки окажется на повестке дня ведомств, покажет только время.
