Альтернатива модернизации, предложенная потребителями, не устраивает энергетиков

Потребители уверены, что новая надбавка на них не требуется; с помощью «комплекса инструментов» энергетики смогут обновить до 70,3 ГВт мощности к 2035 году. Среди таких инструментов, в частности, рост выручки и повышение эффективности в конкурентном отборе мощности (КОМ), что обеспечит обновление 12,6 ГВт. Ещё 16,7 ГВт можно модернизировать за счёт реинвестирования выручки старых ДПМ, снижения дивидендов госкомпаний и приоритетного финансирования инвестпрограмм. Также, считают потребители, энергетикам поможет постепенное замещение старых ТЭС распределённой генерацией и новыми технологиями (например, накопителями). Так, по оценкам ассоциации, можно обновить ещё 36 ГВт к 2035 году. Ещё 5 ГВт рынку способны принести локальные конкурсы на замещение вынужденной генерации.

В ассоциации подчёркивают, что за период действия программы уже введён дополнительно целый ряд «квазирыночных» механизмов: например, ДПМ для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и мусоросжигательных ТЭС (МТЭС). По оценкам потребителей, эти инструменты обойдутся им в 2018–2021 годах в дополнительные 970 млрд рублей сверх инфляции. Для сглаживания пика расходов крупная промышленность предлагает продлить срок старых ДПМ с 10 до 15 лет, ДПМ АЭС и ГЭС – до 35–45 лет при одновременном снижении их доходности, отказаться от расширения ДПМ ВИЭ и МТЭС, перенести сроки запуска дорогостоящих энергоблоков на Курской и Смоленской АЭС-2 и заморозить до 2030 года сооружение энергоблока БН-1200 на Белоярской АЭС.

Энергетики предсказуемо против предложений потребителей. В «Совете производителей энергии» (СПЭ) назвали их оценки «жонглированием цифрами». По словам директора СПЭ Дмитрия Вологжанина, дефицит мощности уже практически состоялся в 2021 году для второй ценовой зоны (Сибирь; по данным КОМ, за 2021 год профицит здесь составит всего 208 МВт), а к 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации 27 ГВт, при этом объёмы выводов значительно превышают объёмы вводов. По оценке Дмитрия Вологжанина, реальные темпы модернизации за счёт КОМ и рынка на сутки вперёд (РСВ, основной сектор оптового рынка) в 2012–2016 годах в среднем составили 0,5 ГВт в год. «Таким образом, для обновления 40 ГВт устаревшего парка оборудования в данных условиях понадобится около 80 лет», – говорит он. Глава СПЭ отмечает, что в 2008–2017 годах при росте цены на газ на 143% цены на РСВ увеличились лишь на 68%. Рост индекса потребительских цен с 2011 по 2021 год составит 81%, тогда как цена КОМ в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) поднимется на 23%.

Наталья Порохова из АКРА согласна с прогнозом потребителей, что в ближайшие годы динамика цен на оптовом энергорынке будет опережать инфляцию, но расчёт по избытку мощности считает завышенным. По мнению эксперта, в итоге потребители выиграют от модернизации, поскольку плата будет меньше, чем при строительстве новых ТЭС. Кроме того, по её прогнозу, возникнет дополнительный эффект в виде снижения цены на РСВ за счёт роста топливной эффективности.

Коммерсант