Установленная мощность электростанций России на 42% превышает пиковое потребление энергии предприятиями и населением страны. Но энергетики считают, что действительный профицит мощности в энергосистеме составляет не более 5,2%.
Фото: Евгений Курсков, Коммерсантъ
Два полюса полурынка
Этой зимой единая энергосистема (ЕЭС) России поставила исторический максимум потребления электрической мощности: 21 декабря потребление достигло 157,42 ГВт. При этом установленная мощность электростанций в пределах ЕЭС — 223,07 ГВт. Чисто арифметический профицит составил 65,65 ГВт, что превышает общую установленную мощность электростанций Дании, Финляндии и Норвегии вместе взятых. При этом строительство новых мощностей в России прибавляет по 6 ГВт ежегодно, тогда как прогнозные темпы роста спроса куда скромнее.
Для того чтобы понять, объективен ли этот колоссальный профицит, нужно вспомнить, как продается и покупается мощность в России. Это отдельный от электроэнергии товар: по сути, потребитель оплачивает гарантию того, что необходимая для удовлетворения его потребности мощность в нужный момент будет работать. Основным механизмом определения, какая мощность будет оплачиваться рынком в следующем году, является конкурентный отбор мощности (КОМ). Его механизм изначально был выстроен так, чтобы отбиралась и оплачивалась наиболее эффективная мощность, а старая и негодная оставалась за его пределами: предпочтительно — закрывалась или работала исключительно на рынке электроэнергии. КОМ проводится по зонам свободного перетока (ЗСП), внутри которых возможен беспрепятственный переток электроэнергии, а между которыми — ограничен. Постепенно эти ограничения устраняются, но физическое объединение ЗСП идет достаточно медленно. Цена на мощность должна формироваться по замыкающей заявке (самому дорогому предложению, последним закрывающему спрос) и распространяться на всю мощность в данной ЗСП. Таким образом, наибольшую маржу должна была бы получать станция с наименьшими затратами, к тому же создавались бы стимулы к их сокращению, а состояние рынка говорило бы его участнику, есть ли предпосылки к строительству новой станции и на какую выгоду можно рассчитывать.
По форме отбор мощности так и функционирует. Но, по сути, в силу разных причин он оброс административными ограничениями. Они не только сдерживают цену (как ценовой потолок в части ЗСП или переигрывание КОМ в зонах свободного ценообразования, если цена выходит за условную норму, как было в КОМ-2013), но и выводят некоторые категории генерации за пределы рынка, где цена для них формируется по особым правилам. Эти привилегированные категории мощности, в отличие от других, подлежат обязательной покупке. И, что самое парадоксальное, к этим привилегированным категориям принадлежат одновременно и лучшие (новейшие), и худшие (старейшие).
Вводы без выводов
Через цену на мощность финансируется масштабная госпрограмма нового строительства. Это объекты инвестпрограмм "Росэнергоатома" и "РусГидро" (вводы 9,7 ГВт до 2019 года и 1,5 ГВт до 2014 года соответственно) и примерно 25 ГВт тепловых мощностей, вводимых по договорам на поставку мощности (ДПМ). Право заключить ДПМ получили инвесторы, купившие генерацию при разделе РАО "ЕЭС России", и условия договоров позволяют им в течение десяти лет получать повышенную плату за мощность. АЭС, ГЭС и объекты ДПМ отбираются в преимущественном порядке, и затраты по ним транслируются на стоимость мощности для потребителя. Так, введение четвертого энергоблока Калининской АЭС увеличило стоимость мощности, оплачиваемой рынком, на 9,5 млрд руб. в год. Прогнозируется, что к 2016 году годовая стоимость мощности объектов ДПМ, сейчас составляющая около 50 млрд руб., достигнет 195 млрд руб., а эффект реализации инвестпрограмм гидрогенерации и атомной энергетики к 2017 году составит 75 млрд руб. в год.
Большинство вводов (в 2012 году было введено 6,13 ГВт мощностей, в 2013 году планируется ввести 6,74 ГВт) производится именно по этим программам. Активность более стандартных категорий генерации мизерная. Единодушное мнение рынка состоит в том, что сейчас ДПМ — единственный механизм, который позволяет окупаться новому строительству. Поэтому средствами ДПМ или сходной конструкции пытаются решать почти любую задачу стимулирования развития генерации. Так, планируется, что уже в этом году рынок мощности может пополнить новая категория генерации "вне конкуренции", не участвующая в КОМ, но оплачиваемая рынком. До 2020 года за счет рынка мощности планируется обеспечить строительство 6 ГВт генерации на возобновляемых источниках энергии. Даже этот объем, урезанный по сравнению с исходными планами почти вдвое, может увеличить стоимость мощности на 85 млрд руб., сообщали некоммерческие партнерства производителей и потребителей энергии. Другие ДПМ должны быть введены для проектов глубокой модернизации 18 ГВт старых мощностей, настаивают "Газпром энергохолдинг" и "Интер РАО". И даже 1,3 ГВт системной генерации, технологически необходимой для поддержания функциональности энергосистемы, но непривлекательной с коммерческой точки зрения, также планируется поощрить за счет аналогичного механизма.
Выводы недопустимы
Заметный объем вводов должен отчасти уравновешиваться выводами старой мощности. В 2013-2019 годах планируется вывести 18,99 ГВт. Из них 10,71 ГВт — это тепловая генерация, остальное — АЭС. Однако на самом деле старая мощность не выводится: станции, которые не выдерживают конкуренции по экономическим соображениям или не могут участвовать в КОМ из-за несоответствия минимальным техническим требованиям, подают заявку на вывод из эксплуатации, а эти заявки не удовлетворяются. Причина в том, что эти станции оказываются нужны либо для поддержания функционирования энергосистемы, либо из-за того, что они задействованы в теплоснабжении. Тогда им дается особый статус вынужденных генераторов и мощность им оплачивается отдельно всеми потребителями зоны, причем зачастую по очень высокой ставке. При цене КОМ в пределах 118-156 тыс. руб. за 1 МВт отдельные "вынужденные" получают 1,7-2,4 млн за 1 МВт. В рамках КОМ-2013 совокупная мощность этих вынужденных генераторов составила 8,54 ГВт (около 5% всей оплачиваемой мощности), что в 3,25 раза больше, чем в 2012 году.
Несмотря на довольно строгий перечень оснований для получения статуса вынужденного, на деле он дается по сложной совокупности причин, в число которых может попасть и коррупционная. Но может быть и тысяча совершенно справедливых оснований для их предоставления. Например, станцию нужно выводить, но для этого необходимо обеспечить условия для получения электроэнергии извне. Для этого нужно построить сетевые мощности, включить их в инвестпрограмму местной сетевой организации и заложить это в тариф на передачу. Власти субъекта федерации должны взвесить для себя, что хуже — чтобы потребители всей зоны свободного перетока оплачивали генератору мощность по вынужденному тарифу или чтобы в регионе поднялся тариф на передачу электроэнергии и пропали рабочие места, которые раньше обеспечивались старой станцией.
В этом году назревает критическая ситуация: для 4,15 ГВт мощностей срок действия требования Минэнерго о приостановке вывода из эксплуатации, а следовательно, и права на "вынужденный" статус истекает 31 декабря. К концу 2014 года их станет 6,25 ГВт. А заместить планируется только 300 МВт. Поэтому в следующем КОМ вынужденных генераторов планируют вернуть обратно в систему, допустив к участию на условиях невывода мощностей в 2014 году и смягчив минимальные технические требования для участия, которые сейчас во многом базируются на годе выпуска оборудования. Старые станции, которые успешно переаттестуются, смогут принять участие в КОМ.
Резервы и затворы
Итак, система в ее нынешней конфигурации поддерживает либо элитарную генерацию, либо наименее эффективную, а то, что остается посередине, вынуждено конкурировать в узких ценовых границах. Вследствие этого мощности вводятся, но не выводятся. Но есть и другие причины роста разрыва между установленной мощностью и потреблением.
Существует схема развития единой энергосистемы России на 2013-2019 годы, где обозначен избыток установленной мощности. Согласно документу, в 2013 году он составит всего 11,77 ГВт, а не 68,95 ГВт разницы между максимальным уровнем потребления электрической мощности, прогнозируемым "Системным оператором" на уровне 158,79 ГВт, и ожиданием установленной мощности в 227,74 ГВт.
Почему избыток так невелик? Во-первых, часть установленной мощности обслуживает потребности экспорта (3,66 ГВт). Во-вторых, мощность, обслуживающая внутреннее потребление плюс экспорт, в обязательном порядке резервируется. Размер этого резерва в среднем по России составляет 20,5%. Такой уровень резерва часто становится предметом критики — как его количественные показатели (ведь вся эта мощность оплачивается), так и географическая неравномерность распределения потребности в резерве, которая сейчас усреднена. Однако у "Системного оператора" есть на это ответ: в более компактных энергосистемах других стран фактически резервируется больше. У нас на 2013 год предусмотрено 32,48 ГВт резерва.
Значительную часть мощности отнимает эффект запертых мощностей, возникающий вследствие ограничения выдачи мощности электростанций и недостаточной пропускной способности линий электропередачи. Так, огромный гидропотенциал Сибири не реализован в полной мере из-за низкой пропускной способности магистральных линий электропередачи, соединяющих Сибирь с Европой или Дальним Востоком. Сетевыми ограничениями заперто около 1,6 ГВт установленной мощности крупнейшего генерирующего объекта России Саяно-Шушенской ГЭС. Частично ограничена выдача мощности Кольской АЭС. Зачастую даже станции, которые строятся по ДПМ, оказываются в потенциальном затворе. Так, по данным фонда "Форсайт", из-за некорректного определения границ ЗСП "Тюмень", где существует заметное внутреннее ограничение перетока, мощности нового блока Няганьской ГРЭС будут заперты в северной части зоны.
"Системный оператор" оценивает запертые мощности в 3 ГВт. Ограничение мощности на максимум нагрузки составляет еще 14,66 ГВт. Таким образом, фактический избыток мощности сводится к упомянутым выше 11,77 ГВт, что означает, что фактически энергосистема зарезервирована на 28%.
Убери себя
Потребители часто и вполне законно возмущаются тем, что всю вводимую мощность, которая находится в резерве или пребывает неизвестно в каком статусе, приходится оплачивать им. Поскольку в стране готовится новый пересмотр модели оптового рынка (в одном из двух основных вариантов мощность как товар вообще пропадает, продаваясь совместно с электроэнергией), ситуация может измениться.
Но есть другой подход к стимулированию ухода с рынка старых мощностей и отказа от ненужного строительства — от обратного. Его активно поддерживает "Системный оператор". Речь идет о широко распространенном за рубежом demandresponse — добровольном ограничении нагрузки, когда потребитель обязуется не потреблять электроэнергию из системы в пиковые часы, а за это получает оплату своего непотребления. В США в этой системе задействовано около 10,5 ГВт.
В России не предусмотрено возможности получения потребителем платы за разгрузку, хотя технологически они и так участвуют в ограничении. В частности, готовность к директивному отключению в аварийной ситуации попросту вменена им в обязанность. Однако объективных экономических стимулов для этого на российском рынке у них нет (например, существенного удорожания электроэнергии в пиковые часы), а особые условия для этого не созданы. Рынок электроэнергии сам по себе не мотивирует потребителя, поскольку его действия (отсутствие потребления) могут при существенных объемах снизить цену в пиковые часы для всех, но сам он получит слишком незначительный эффект, чтобы предпринимать активные действия. Тем не менее потребители, готовые кратковременно ограничивать потребление мощности, имеются. Соответственно, есть поле для деятельности организаций, агрегирующих розничных потребителей и подающих от их лица заявку. Потребители оплачивают услуги агрегатора, сами же получают возмещение за непотребление, сопоставимое с ценой на мощность КОМ. Но пока в КОМ нет никакой возможности списывать объемы с потребления вместо закрытия этого потребления мощностью.