МОСКВА, 31 окт — РИА Новости. Сценарий для российской электроэнергетики после середины 2020-х годов нужно разрабатывать уже сейчас, учитывая в том числе возможный дефицит в энергосистеме страны и альтернативные пути развития, считают опрошенные РИА Новости эксперты.
Ранее глава "Роснано" Анатолий Чубайс заявил, что резерв мощности в России будет исчерпан к 2023-2024 годам. Соответственно, это чревато нарушениями в работе энергосистемы, отключениями электроэнергии. Чтобы этого избежать, по его словам, надо ввести программу модернизации электростанций, наподобие программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), которая гарантировала компаниям окупаемость инвестиций в строительство новых мощностей.
Чубайс, по сути возглавлявший реформу электроэнергетики в России в нулевых, уже делал подобный прогноз в то время. Он предрекал, что производство электроэнергии на стареющих электростанциях будет падать, а потребление расти. На графике это выглядело как крест, который быстро стал известен как "крест Чубайса". Чтобы этого избежать, и ввели программу ДПМ.
Директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселёв при этом прокомментировал РИА Новости, что дефицита мощности в энергосистеме РФ не предвидится в ближайшие 10-15 лет. По его словам, с учетом бурного развития распределенной энергетики, стартовавшей реформы теплоснабжения, перехода потребителей на собственные энергоисточники и перспектив формирования единого рынка ЕАЭС, профицит генерации может сохраняться еще дольше, за горизонтом 2030 года.
Старение оборудования
"В генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, одобренной правительством в самом начале 2008 года, закладывался среднегодовой темп роста спроса на электроэнергию от 4,3% в базовом варианте до 5,6% в максимальном варианте прогноза. Фактически за этот период спрос рос гораздо медленнее – в среднем менее 1% в год. При этом за период с 2007 по 2014 год было построено чуть более 30 ГВт новых мощностей", — пояснил эксперт.
Он отмечает, что большинство действующих мощностей тепловых электростанций были введены достаточно давно. Если средний возраст действующих ТЭС в настоящее время составляет немногим больше 30 лет, то после завершения проектов ДПМ он снова начнет последовательно расти и к 2025 году перешагнет 40 лет, а для угольных электростанций приблизится к 45 годам.
Это означает, что существующий профицит генерирующих мощностей может быть исчерпан на горизонте 2025-2027 годов, уточняет Хохлов. Помимо возрастной структуры и состояния оборудования к этому может также привести динамика рынка мощности и вывод неэффективных энергоблоков.
Директор по электроэнергетике VYGON Consulting Алексей Жихарев пояснил, что, поскольку сегодня профицит мощности составляет около 20 ГВт, крайне пессимистичный прогноз для энергосистемы России маловероятен. При этом, если не проводить модернизацию текущего парка теплового генерирующего оборудования, которое составляет базу российской электроэнергетики, его средний возраст к 2023 году достигнет 38 лет.
Как прокомментировала руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова, к 2016 году в сфере тепловой энергетики завершены до 90% инвестиционных обязательств по программе ДПМ. Новые инвестиции в секторе связаны с новыми атомными электростанциями, возобновляемыми источниками энергии, региональными программами (Дальний Восток, Калининград, Крым).
"Для рекордного числа ТЭС особую актуальность приобретает проблема продления паркового ресурса: пик вводов электростанций в СССР пришелся на 1970-е годы. Мощности ТЭС увеличились за 1970-е годы на 40 ГВт, за 1980-е — еще на 29 ГВт. То есть без модернизации эти мощности придется выводить и действительно без новых инвестиций к середине 2020-х годов профицит может перейти в дефицит", — полагает Порохова.
Альтернативное развитие
"Поэтому всерьез задуматься о доступных вариантах развития электроэнергетики страны нужно уже сегодня, не дожидаясь наступления очередного "креста Чубайса" и реагирования на него в авральном режиме. При этом очень важно избежать повторения ошибок, допущенных при подготовке к предыдущему "кресту" (который не состоялся) – а именно более гибко планировать развитие энергосистемы с учетом неопределенности места, времени и объемов возникновения нового спроса", — считает Хохлов.
"Сейчас удобный момент для начала стимулирования инвестиций — программа ДПМ почти завершена и от ее платы растет денежный поток генерирующих компаний. С начала 2020-х платеж ДПМ у потребителей начнет сокращаться", — отметила Порохова.
Отрасль сейчас активно обсуждает программу окупаемости инвестиций в модернизацию электростанций, аналогичную строительству новых мощностей в рамках ДПМ. Модернизацию только крупные тепловые энергокомпании оценили в 1,2 триллиона рублей, которые заплатят потребители.
Хохлов полагает, что, раз уж эти инвестиции неизбежны и будут во многом определять технологический уровень развития страны, целесообразно рассмотреть и альтернативные варианты.
"В последнее десятилетие в целом ряде стран активно развивается децентрализованная модель энергетики с акцентом на развитие распределенных энергетических ресурсов (распределенная генерация, системы распределенного хранения электроэнергии (DESS), программы управления спросом (Demand Response), мероприятия по повышению энергоэффективности потребителей, микрогриды и электромобили). Потенциал распределенной энергетики значителен – совокупность разных ее видов может покрыть от половины до двух третей прогнозируемого дефицита мощностей на горизонте 2025-2035 годов", — пояснил эксперт.
По его словам, сейчас нужно определить новый, комбинированный по своей структуре, сценарий развития, сочетающий традиционную централизованную модель энергетики с развитием распределенных энергоресурсов и, с одной стороны, учитывающий специфику страны, а с другой – позволяющий России успешно интегрироваться и извлечь выгоды из общемировых тенденций для потребителей и экономики страны в целом, создав еще один центр спроса на инновации в электроэнергетике.
