Из цен на электричество отжимают воду

Государственное регулирование водных отношений в электроэнергетике во многом избыточно, заявил заместитель директора ассоциации «Совет производителей энергии» Антон Вивчар 29 июня на Всероссийском водном конгрессе «Водные ресурсы России для обеспечения устойчивого развития страны, экологической безопасности и здоровья населения». Претензии генераторов уже третий год вызывает утверждённый график роста ставок платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности.

Десятки миллиардов рублей или сотни?

Начиная с 2015 года ставки платы за водопользование ежегодно индексируются на 15%. В итоге к 2025 году они должны вырасти в 4,65 раза от уровня 2014 года. При этом суммарный объём платежа по всем ТЭС составит около 20 млрд рублей, или до 5% себестоимости энергии для ТЭС с прямоточными системами охлаждения. Ранее дополнительные суммарные платежи всех энергетиков оценивались в 33 млрд рублей ежегодно.

– Это приведёт к дополнительному сокращению источников финансирования основной деятельности компаний, так как рост ставок водного налога не учтён при разработке ценовых параметров рынка мощности, – заявил Антон Вивчар.

Сейчас в России оборотными системами охлаждается около 63% установленной мощности ЕЭС, прямоточными – 37%. Утверждённый рост ставок критичен, прежде всего для станций с прямоточным циклом. По данным Минэнерго, доля платы за водопользование в производственных затратах ТЭС с такой системой водоснабжения сейчас составляет 2,1%, к 2025 году она вырастет до 4,8%. Для ТЭС с оборотным циклом водопользования текущие значения составляют 0,3%, к 2025 году – не более 1%.

Наибольшая финансовая нагрузка придётся на крупные конденсационные электрические станции (КЭС). Для некоторых из них доля так называемых водных расходов в себестоимости энергии к 2025 году достигнет 7–10% (Гусиноозёрская, Ириклинская, Костромская, Ставропольская, Пермская, Новочеркасская ГРЭС и др.) при среднем значении 5,7%, сообщили в Минэнерго. Объёмы потребления воды ТЭС с прямоточными системами охлаждения, как правило, ниже, чем у КЭС и зависят от объёмов выработки. Большинство КЭС работают в первой ценовой зоне энергорынка (Центр и Урал), что неизбежно приведёт к ускоренному росту цен как на рынке «на сутки вперёд» (РСВ), так и по регулируемым договорам, т. е. для населения. Для АЭС ситуация также выглядит не слишком оптимистичной. Расходы на водопользование для АЭС «Росэнергоатома» к 2025 году по сравнению с прошлым годом вырастут более чем на 2 млрд рублей. Так, в стоимости энергии Кольской АЭС они вырастут с 4,3% в 2017 году до 9,2% в 2025 году. Расходы на водопользование, равные сейчас тратам на запчасти и материалы для текущих ремонтов, в 2025 году окажутся в четыре раза выше ремонтных и будут сопоставимы с фондом оплаты труда сотрудников, констатируют в профильном министерстве.

Выходом из ситуации мог бы стать перевод прямоточных станций на оборотную систему. В этом случае единовременные суммарные затраты генераторов составят 122 млрд рублей, заявил Антон Вивчар. Около 100 млрд рублей придётся на долю газовой и угольной генерации, оставшаяся часть – на долю АЭС. Дополнительные расходы увеличат тарифы на электроэнергию на 2,5%.

– При этом необходимо понимать, что федеральный бюджет не только не увеличит объём поступлений от водных платежей, но и потеряет текущие, – предостерёг замглавы СПЭ.

Оценки Минэнерго ещё более пессимистичны. Стоимость перевода электростанции с прямоточной на оборотную систему для ТЭС оценивается в 3,5 млн рублей за 1 МВт электрической мощности, а для атомной электростанции – 13,6 млн рублей. Оценочная себестоимость перевода, например, действующей Ленинградской АЭС (4 ГВт установленной электрической мощности) на оборотный цикл составляет 54 млрд рублей, а Пермской ГРЭС (2,4 ГВт) – 8 млрд рублей. Замена прямоточных систем при новом строительстве также ведёт к повышению расходов, которые в итоге ложатся на потребителей. По данным СПЭ, дополнительные затраты «Интер РАО» при строительстве новой ПГУ 800 МВт на Пермской ГРЭС составляют 1,78 млрд рублей, «Росэнергоатома» при возведении двух энергоблоков Ленинградской АЭС-2 – 5 млрд рублей.

– Эти затраты лягут не только на промпотребителей, снижая конкурентоспособность их продукции, но и на население, которое также будет вынуждено платить, по сути, за «виртуальный» ущерб, наносимый водным объектам, – считают в Минэнерго.

«Виртуальный» ущерб

Вопрос об опасности использования прямоточных систем остаётся крайне дискуссионным. В настоящий момент индекс эксплуатации водных ресурсов (соотношение объёма используемых ресурсов к доступным) в России составляет менее 2%. При этом энергетики используют воду двумя способами. В первом случае, на который приходится 87% всего объёма, вода идёт на охлаждение технологического оборудования ТЭС и АЭС с прямоточными системами, не контактирует с «грязным» оборудованием и возвращается в природу без изменения её качества. Это значит, что основной объём так называемых сточных вод электроэнергетики не загрязняет водные объекты и не наносит ущерба водным ресурсам и экосистемам водоёмов, поясняет Антон Вивчар.

	В целом по РФ	В том числе для производства и распределения электроэнергии	Доля энергетического сектора
Объём забора воды из природных водных объектов, млн. куб. м	57 826,67	25 575, 96	44%
Объём оборотного и повторно-последовательного водоснабжения, млн куб. м/год	136 590,3	80 322,4	59%
Объём вод, отведённых в водные объекты, млн куб. м	43 890,8	24 726,36	56%
В том числе нормативно чистых без очистки, млн куб. м	27 285,87	22 308,13	82%
Доля нормативно чистых сточных вод от объёма забора воды из природных объектов, %	47%		87%

Источник: данные Минэнерго

Фактически электростанции с прямоточной системой приравнены к объектам, осуществляющим безвозвратное изъятие воды. В Минэнерго отмечают, что электростанции изъятия воды не производят, поскольку забранная вода возвращается в тот же водный объект с неизменным химическим составом в непосредственной близости от места забора. Используя для охлаждения конденсаторов воду, тут же возвращаемую в природу в неизменно виде, ТЭС вынуждены оплачивать весь объём как безвозвратно израсходованный. Таким образом, коллизия ведёт к повышенной плате и необоснованному росту цен на энергорынке вне зависимости от степени использования природных ресурсов и загрязнения окружающей среды.

Не вызывают нарекания прямоточные энергосистемы и в развитых странах, тщательно следящих за экологическими аспектами. Так, наиболее мощные и экономичные ТЭС на Западе до сих пор оснащаются прямоточными системами. В США, по данным U. S. Energy Information Administration, в 2014 году прямоточными и аналогичными им системами охлаждалось 48% установленной электрической мощности ТЭС и АЭС (307 ГВт; в России – 69,8 ГВт, или 37%), а оборотными системами с испарительными градирнями – 46% установленной мощности (289 ГВт). На побережье морей в Европе до настоящего времени АЭС строились лишь с прямоточными системами. В России строительство электростанций с прямоточными системами водопользования запрещено Водным кодексом РФ уже на протяжении 10 лет.

Что делать?

СПЭ сформировал ряд предложений для нормализации ситуации с неконтролируемым ростом себестоимости и цен на ОРЭМ. В ассоциации генераторов настаивают на отмене запрета на строительство ТЭС и АЭС с прямоточными системами и на введении моратория на индексацию водного налога и ставок водопользования для энергетиков.

В СПЭ также предлагают исключить из документов, регулирующих лимитирование объёмов водопользования, нормы, ограничивающие нагрузку энергопредприятий до уровня ниже проектного. Сейчас при заключении договоров водопользования генераторы обязаны заявить объёмы потребления воды на 5–20 лет вперёд (срок действия договора). Они зависят от текущей нагрузка конкретной ТЭС, определяемой целым рядом факторов, в том числе плохо прогнозируемыми – авариями, работой всей энергосистемы и командами «Системного оператора». Так что объёмы рассчитываются исходя из фактического потребления последних 3–5 лет (на уровне ниже проектного). В случае роста нагрузки генераторы вынуждены превышать лимиты, оплачивать забор воды по пятикратным ставкам или платить штрафы за невыполнение команд «Системного оператора», ставя под угрозу безопасность всей энергосистемы. При этом в процессе проектирования и строительства все ТЭС получают необходимые разрешения госорганов для работы с проектной мощностью, где уже прописаны максимальные объёмы водопользования, гарантирующие отсутствие ущерба для окружающей среды. По данным Минэнерго, текущие лимиты забора воды для ТЭС ограничивают их мощность в среднем на уровне 55% от установленной.

Кроме того, по мнению членов СПЭ существенные необоснованные ограничения для функционирования ТЭС связаны с действующей системой нормирования отведения сточных и теплообменных вод. Ассоциация предлагает пересмотреть критерии оценки качества воды водных объектов. Критерии должны учитывать реальное использование водных объектов, региональные особенности, а также мировой опыт. Ещё один предлагаемый генераторами шаг – реорганизация системы нормирования сбросов загрязняющих веществ со сточными водами и переход к системе, учитывающей современные технологические возможности.

СПЭ неоднократно обращался со своими предложениями и замечаниями в различные ведомства. Последний раз они были сформулированы в письме, направленном на имя премьер-министра Дмитрия Медведева в начале июня. Предоставить оперативный комментарий в пресс-службе правительства «Перетоку» не смогли.

В Минэнерго подготовлен проект постановления правительства (№ 1509), который предусматривает введение понижающего коэффициента 0,3 для ТЭС и АЭС с прямоточными системами технического водоснабжения, сообщил представитель министерства. 19 июня истёк срок его публичного обсуждения на Федеральном портале проектов нормативных правовых актов. Также подготовлены поправки в Водный кодекс РФ, снимающие запрет на проектирование прямоточных систем технического водоснабжения для объектов тепловой и атомной электроэнергетики. Публичное обсуждение проекта закончилось 8 июня.

Согласны в Минэнерго и с позицией генераторов относительно необоснованности и некорректности методики расчёта лимитов водопользования. Соответствующие поправки в «Правила подготовки и заключения договора водопользования» в настоящее время «прорабатываются», сообщил представитель Минэнерго. Что касается «Методики разработки нормативов допустимых сбросов веществ и микроорганизмов в водные объекты для водопользователей», то заключения о необходимости их корректировки были направлены Минэкономразвития в Минприроды ещё в апреле 2014 года, однако они до сих пор не внесены, сетуют в Минэнерго. Получить оперативный комментарий в Минприроды не удалось.

ГЭС на ценопринимающем положении

Особняком стоит вопрос роста себестоимости генерации на ГЭС. По сути, вода является топливом для гидростанций, а водные платежи являются значительной статьёй затрат; плата за водопользование в 2014 году составляла 14% текущей себестоимости гидрогенерации. По данным СПЭ, к 2025 году этот показатель превысит 40%. По прошлогодним оценкам, дополнительные расходы крупнейшего частного генератора «Евросибэнерго» Олега Дерипаски (контролирует, в частности, «Иркутскэнерго» и Красноярскую ГЭС) до 2025 года превысят 15 млрд рублей. В «РусГидро» и структурах Олега Дерипаски не смогли предоставить оперативный комментарий.

ГЭС подают на ОРЭМ только ценопринимающие заявки, так как эксплуатационные затраты гидрогенерации в разы меньше, чем в ТЭС и АЭС.

– Рост водного налога вряд ли скажется на конечных ценах потребителей. В большей степени его платят ГЭС, но ГЭС подают ценопринимающие заявки на рынке и не могут транслировать рост себестоимости выработки в рост конечной цены, – отмечает руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.

С другой стороны, с 2017 года алюминиевые заводы «Русала», аффилированного с «Евросибэнерго», покупают энергию в Сибири, где на гидрогенерацию приходится более половины всей выработки, по ценам, привязанным к стоимости энергии на ОРЭМ с дисконтом. Это уже привело к тому, что расходы «Русала» на электроэнергию выросли на 30%, а доходы «Иркутскэнерго» от продажи электричества металлургам – на 50%, рассказывал ранее источник, близкий к En+. Таким образом, опережающий рост ставок водных налогов и сборов и последующий общий рост цен на ОРЭМ может отразиться не только на энергетиках, но и на энергоемких секторах, запитанных от ГЭС. Не секрет, что традиционным способом борьбы за экономическую эффективность в условиях падения рентабельности алюминиевого бизнеса для структур Олега Дерипаски является сокращение объёмов производства путём остановки низкорентабельных мощностей, что чревато социальными проблемами в моногородах. Кроме того, рост издержек гидрогенераторов неизбежно приведёт к возникновению вопроса о нехватки инвестиций на реализацию новых как частных, так и государственных проектов в области энергетики.

– В отношении гидроэлектростанций позиция Минэнерго России в настоящее время прорабатывается дополнительно, – сообщил «Перетоку» представитель министерства.