Председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей
энергии» Александра Панина дала
интервью журналу «Эксперт». Ключевые заявления:
— В советское время вводилось в среднем 5,3 ГВт объектов генерации
ежегодно, а в 1990−е — лишь 1,5 ГВт. То есть темпы ввода снизились в 3,5
раза. Еще одним признаком времени в постперестроечный период стало снижение
потребления электричества — оно упало почти на четверть, с 1018 млрд
кВт•ч) в 1991 году, до 778 млрд кВт•ч — в 1998−м. В первую очередь просел
промсектор (так, ВВП за этот период снизился более чем в два раза), но и
население экономило на электричестве. Был режим тотальной экономии, который
закончился только в начале 2000−х. Тогда начало восстанавливаться
энергопотребление, которое к 2010 году фактически вернулось на уровень 1991
года.
— Главная цель реформы РАО «ЕЭС России» была достигнута. Три главных
достижения реформы РАО ЕЭС:
Во-первых, это значительные инвестиции, которые отрасли удалось привлечь, —
1,3 трлн рублей. только по итогам первой волны ДПМ, то есть только в
тепловую генерацию. И это не считая мультипликативных эффектов для всей
экономики за счет смежных отраслей. На эти деньги было построено 32 ГВт
новых мощностей ТЭС. Далее этот механизм с некоторыми изменениями
распространили на АЭС, ГЭС и ВИЭ. Таким образом по ДПМ с 2010 по 2025 год было
построено около 50 ГВт новых электростанций.
Второй момент: для тепловой генерации строились преимущественно современные
парогазовые установки — более эффективные, чем паросиловые. То есть для
потребителей по факту ничего не изменилось — они практически не почувствовали
выплат по ДПМ. Потому что, если бы не эти установки, цену на РСВ формировали бы
неэффективные дорогие электростанции. Для сравнения: расход парогазовых блоков
— 220–240 г условного топлива на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии
против 330 г у паросиловых установок. То есть электричество ПГУ обходится
на треть дешевле. Сейчас из 129 ГВт установленной мощности газовых станций
около 27 ГВт приходится на ПГУ.
Третий плюс реформы: в стране была сформирована инфраструктура энергорынка,
позволившая перейти к конкурентному ценообразованию. Учитывая, что в России
одна из самых сложных энергосистем в мире по многим параметрам (размеры
территории, виды генерации, суммарная мощность, протяженность электросетей и
др.), это была непростая задача.
— Рост спроса на электроэнергию будет выше, заложенных в Генсхему размещения
объектов электроэнергетики 1,3% в год. Так, в прошлом году в мире спрос на
электроэнергию вырос на 4,2%. Его разгоняют рост энерговооруженности населения,
бурное развитие электротранспорта (метро, электромобили, электросамокаты,
электросуда и проч.) и рост числа ЦОДов. А по прогнозам, мировой рост
потребления в ближайшие годы составит около 3%. Общий вывод: строить новые
электростанции придется в любом случае. И по масштабам вызовов, как отмечали в
Минэнерго, это фактически ГОЭЛРО-2. Вводить нужно по 5–6 ГВт в год, что в
2,5 раза выше средних темпов ввода в России в последние 30 лет.
— Долгое время, в том числе под давлением риторики крупных потребителей
энергии, считалось, что резервы в энергосистеме надо сокращать, что излишняя
неиспользуемая мощность давит на рынок, которому приходится оплачивать ее
содержание. Популярен был другой вопрос — как понудить генерацию вывестись. В
результате в 2021–2024 годах ежегодный объем вводов снизился до
1,7 ГВт.
Фактически мы упали почти до показателей 1990−х. А теперь нам нужно уже к
2030−м выйти на принципиально другие масштабы строительства. То есть времени на
раскачку фактически нет.
Срочно сейчас придется преодолеть несколько проблем: дорогой инвестиционный
ресурс из-за высокой ключевой ставки, выросшую стоимость самих проектов,
высокие требования по локализации оборудования и большой отраслевой заказ —
вызов для российского энергомашиностроительного комплекса, которому сейчас
нужно производить и производить.
В энергетике в силу перечисленных факторов сейчас сложился переходный
период, который не способствует инвестициям.
Поэтому самая главная задача, которую сейчас решает президент,
правительство, Минэнерго вместе с бизнес-сообществом, — запустить новый
инвестиционный цикл.
Генераторы сформировали целый ряд предложений, большинство из которых уже
обсуждалось публично, например механизм предварительного финансирования —
получения оплаты с первого месяца реализации проекта. Также мы предложили
создать новые инструменты, такие как специальные облигации, обеспеченные
госгарантиями. Рассмотреть возможность привлекать деньги, например, пенсионных
фондов в энергетику как в низкорисковый актив. Также мы предлагаем продлить
программу модернизации генерирующего оборудования после 2031 года. Ведь
модернизация генерации обходится существенно дешевле нового строительства.
Модернизация в пересчете на одноставочную цену электроэнергии — это около
7 руб. за 1 кВт•ч, а новая стройка — от 16 до 21,5 руб.
Также мы просим правительство вернуть при вводе энергоблоков нештрафуемый
грейс-период на год, как было в первой программе ДПМ из-за риска задержек в
производстве оборудования со стороны энергомашиностроения, снять price-cap при
проведении конкурсов на строительство новой генерации и помочь с обеспечением
сопутствующей инфраструктурой за счет выделения земельных участков, подвода
газа и техприсоединения потребителей к сетям на льготных условиях.
— Госконтроль в электроэнергетике будет усиливаться. Что логично при запуске
нового инвестиционного цикла, который надо разогнать, подтолкнуть.
Госрегулирование же в энергетике, наоборот, снижается.
— В Сибири, если там не будет форсирован процесс газификации, вероятно
появление гибридных установок на базе угля, ВИЭ и накопителей или угольных
станций на «суперсверхкритике». Такие тепловые станции сейчас повсеместно
строит Китай.
— Энергосистема должна быть под управлением человека, а ИИ — нам в
помощь.