В условиях скорого сокращения денежного потока от поставок по «премиальным» ДПМ генераторы настойчиво лоббируют запуск новой программы привлечения инвестиций в сектор - на этот раз в модернизацию ТЭС. Обоснованы ли аргументы и инициативы энергокомпаний, или же правы потребители, которые настаивают на достаточности текущих цен ОРЭМ для содержания и обновления мощностей? Ответы на эти вопросы – в новом исследовании VYGON Consulting: «Модернизация ТЭС: маневр уклонения от рынка?».
Оценивая системные эффекты завершающейся программы ДПМ, авторы исследования отмечают, что введенные мощности более эффективны. Это позволяет экономить на топливе около 40 млрд руб. в год. Основная часть новых ТЭС (15 ГВт) используется с КИУМ 70-95%. Но более 5,5 ГВт, при 100%-й оплате мощности, работает с КИУМ менее 25%, то есть простаивает в течение 9 месяцев в году.
С 2021 г. объем денежных средств, выплачиваемых потребителями в рамках ДПМ ТЭС, начинает снижаться в среднем на 30 млрд руб. ежегодно. Но сокращение платежей по ДПМ компенсируется ростом КОМ, РСВ и оплатой новых ДПМ ГЭС, АЭС, ВИЭ, ТБО, а также программой снижения тарифов на Дальнем Востоке.
По результатам анализа сценариев дальнейшей модернизации генерирующих мощностей эксперты VYGON Consulting делают вывод: для поддержания среднего возраста ТЭС в ЕЭС России на горизонте до 2035 г. необходимо ежегодно обновлять 2,4 ГВт (38,4 ГВт в 2019-2035 гг.) при условии вывода самых старых генерирующих единиц той же мощности.
При этом приоритет электростанциям бинарного парогазового цикла, предусмотренный в базовом сценарии Генеральной схемы, приведет к снижению среднего паркового ресурса ТЭС за счет более короткого срока службы газовых турбин. При текущих тарифах на газ нормированная стоимость электроэнергии на ПСУ ниже уровня ПГУ на 180 руб./МВтч (6,6%). К условиям повышения конкурентоспособности парогазовых станций авторы исследования относят переход на НДТ и рост платежей за выбросы СО2.
В исследовании также рассмотрены две модели финансирования проектов модернизации ТЭС – путем увеличения уровня цены КОМ и через внедрение отдельного механизма гарантирования возврата инвестированного капитала (аналог ДПМ). Для реализации первой модели потребуется увеличить цену КОМ в отборе на 2022 г. до 220 тыс. руб./МВт в первой ЦЗ (+50%) и до 285 тыс. руб./МВт во второй ЦЗ (+16%), считают эксперты. При этом совокупный платеж потребителей за модернизированную мощность до 2035 г. составит 1,5 трлн руб, а оптовая цена на электроэнергию будет расти средним темпом 1,8%. При росте цены КОМ до уровня, позволяющего модернизировать оборудование, дополнительные программы стимулирования модернизации и «ручной» выбор ТЭС не потребуются.
В рамках второй модели модернизации эксперты VYGON Consulting проанализировали несколько сценариев, в том числе предусмотренные Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2035 г. Так, в частности, базовый сценарий этого документа предполагает обновление и строительство более 47 ГВт с инвестициями в объеме 2 трлн рублей. За это потребители до 2035г. заплатят 3 трлн рублей. Средний темп роста оптовой цены на электроэнергию составит 2,5%.
Механизм гарантированного возврата инвестиций подразумевает отбор проектов, обеспечивающий конкуренцию и баланс интересов генераторов и потребителей. Среди базовых условий для соблюдения такого баланса авторы исследования называют отказ от избыточных квалификационных требований и доступ к отбору для всех действующих генераторов, а также возможность сравнения заявок разных инвестиционных проектов с учетом затрат на капитальное сетевое строительство. Кроме того, из условий, препятствующих инициации процедуры отбора проектов для модернизации, необходимо исключить профицит мощности.
Снижение нагрузки на потребителей по оплате за модернизацию может быть частично обеспечено за счет тарифа на тепловую энергию и/или переадресации платежа за мощность потребителям субъекта РФ.
С полной версией исследования VYGON Consulting «Модернизация ТЭС: маневр уклонения от рынка?» можно ознакомиться по ссылке: https://vygon.consulting/products/issue-1084/
