Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2014–2020 годы предполагает, что за время её действия из эксплуатации будет выведено около 7,07 ГВт генерирующих мощностей. Лидерами в этом направлении являются регионы северо-запада и центра страны, составляющие две объединённых энергосистемы. В первой перестанут использовать 2,929 ГВт (в основном это крупные энергоблоки Кольской и Ленинградской АЭС), во второй – 2,334 ГВт, львиную долю которых тоже даёт оборудование атомных электростанций. В Сибири речь идёт только об энергоблоках совокупной мощностью 32 МВт на Барабинской ТЭЦ и Новосибирской ТЭЦ-3, принадлежащих ОАО «СИБЭКО». 

Заместитель председателя правления Системного оператора Единой энергетической системы Фёдор Опадчий, выступая на Красноярском экономическом форуме, привёл иные данные, взятые из готовящейся схемы и программы до 2021 года. В ней речь идёт о 7,5 ГВт, выход которых из ЕЭС России подтверждён. Помимо них есть ещё неподтверждённые заявки от энергетиков – в общей сложности 9,5 ГВт. «Итого у нас 17 гигаватт до 2021 года находится в состоянии, аккуратно скажу, изучения вопроса о выводе из эксплуатации, – подсчитал Опадчий. – Те избытки [мощности], которые мы прогнозируем, позволяют их вывести и соблюсти баланс с учётом резервирования в том случае, если сохранится сегодняшний сценарий потребления [электроэнергии]. Но нужно решить вопрос с механизмами конкурентного отбора мощности». 

Действующая схема и программа развития ЕЭС России, рассчитанная до 2020 года, была разработана  на основе прогноза о том, что экономический рост в стране составит в среднем 3,1% в год. Ежегодный прирост электропотребления в этом случае оценивался в 1,02%. Но экономический кризис заставил существенно скорректировать прогноз. Заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко в начале февраля сообщил о том, что в ближайшие два года потребление электроэнергии, по всей вероятности, расти не будет. С учётом вводов последних лет (только в 2014 году  в ЕЭС России запустили почти 7,3 ГВт, годом ранее – более 3,7 ГВт) и достройки новых объектов по договорам предоставления мощности (пока об их пересмотре в отношении двух станций заявило только ОАО «Интер РАО») в Минэнерго ожидают, что возникнет избыток мощности. Он составит 15–20 ГВт.

Демонтировать нельзя консервировать

По большей части это энергоблоки тепловых электростанций, которые отличаются низкой эффективностью в сравнении с другими видами генерирующего оборудования. В зоне риска, заметил Кравченко во время Красноярского экономического форума, не только относительно мелкие объекты, но и крупные ГРЭС мощностью «в сотни мегаватт или даже гигаватты». Речь также о ТЭЦ в моногородах, являющихся единственным источником теплоснабжения для них, и тех станциях, которые нужны для поддержания надёжности энергосистемы. 

Энергетики предлагают не выводить подобные объекты из эксплуатации, демонтируя их, а проводить консервацию. Иными словами, «замораживать» мощность и поддерживать её в работоспособном состоянии, имея возможность запустить энергоблок в случае необходимости – наступления сезонного пика потребления электроэнергии и мощности или возобновления роста потребления с восстановлением экономики. Это потребует определённых затрат, которые придётся нести потребителям, но они будут меньше расходов на демонтаж старых энергоблоков и строительство новых, необходимых для удовлетворения спроса, чей рост возможен в перспективе. Партнёр McKinsey & Company Степан Солженицын подчеркнул, что, по оценкам экспертов компании, экономия не так велика: «Это, в принципе, 300 рублей за мегаватт-час разницы [в конечной цене электроэнергии] между самой дорогой и самой дешёвой опцией к 2030 году». 

Но для генерирующих компаний разница в затратах ощутима, так что подавляющее большинство из них поддерживает консервацию избыточных мощностей. «Мы обеими руками за консервацию по ряду причин, – заметила заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина. – Во-первых, это эластичность спроса: в предыдущие десятилетия были и глубокие провалы, и значительный рост. Если вспомнить период существования РАО ЕЭС, когда начиналась реформа электроэнергетики, мы закладывали темпы роста потребления в 4-5% в год. С 2008 года, когда разразился первый крупный кризис, оно в лучшем случае выросло на 4%, а не то чтобы ежегодно». По мнению Паниной, в действующих условиях крайне сложно делать какие-либо точные прогнозы в экономике или энергетике: слишком много неизвестных приходится учитывать. Поэтому, исходя из существующей динамики потребления, нельзя с уверенностью сказать, что в дальнейшем не будет опережающего роста спроса на электроэнергию. Схожих взглядов придерживаются в ОАО «Э. Он Россия». «Мы в течение последних трёх лет постоянно говорили о том, что модернизация необходима, но без консервации она не нужна, – заявил генеральный директор компании Максим Широков. – Она не должна полностью замещать имеющуюся мощность, то есть, условно говоря, мы готовы убрать 400 мегаватт неэффективной генерации и заменить их на 200 мегаватт эффективной». 

Среди энергетиков есть и другая точка зрения: вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО «Фортум» Юрий Ерошин считает такой механизм неоднозначным. Компания вывела из эксплуатации оборудование нескольких тепловых станций в Челябинской области, запущенных ещё в тридцатые-сороковые годы прошлого века, сократив тем самым количество объектов, имеющих статус вынужденных генераторов, с 17 в 2014 году до шести в 2015-м. «У нас дальше идёт тренд, связанный с сокращением издержек и модернизаций ТЭЦ для того, чтобы они могли дальше работать в рамках либерализованного рынка мощности», – добавил Ерошин. 

Сторонники консервации генерирующего оборудования, в свою очередь, находятся и в электросетевом бизнесе. Заместитель генерального директора по стратегическим коммуникациям ОАО «Россети» Валентин Межевич, в бытность членом Совета Федерации ФС РФ непосредственно участвовавший в разработке Федерального закона «О теплоснабжении» и других стратегических документов, считает подобную меру оправданной, но с некоторыми оговорками. Во-первых, при долгосрочной консервации требования и правила должны быть неизменными. Во-вторых, нужно предусмотреть возможность модернизации временно выведенного из эксплуатации оборудования и стимулы для собственников, чтобы они её проводили. «И, конечно, консервация должна быть оплачена, – резюмировал он. – Цена обсуждаема, но это стоит денег, если мы не хотим провалиться и вернуться к лимитам электроэнергии, как это было в восьмидесятые годы». 

Правила раз и навсегда

Ключевое условие, сходятся аналитики и бизнесмены, заключается в том, что рынок мощности должен быть долгосрочным. В качестве примера главный эксперт центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья Порохова привела схему, действующую в Великобритании, где конкурентный отбор мощности на год проходят только старые генерирующие объекты, тогда как для новых он действует на 15 лет, причём мощность оплачивается по более высоким тарифам, а на те станции, на которых проводится модернизация, распространяются иные правила. «Ключевое отличие КОМ Великобритании от нашего – некая дифференциация по времени, – резюмировала она. – Моё предложение – различная оплата старой и новой мощности». Стоит учесть, что в мировой практике конкурентный отбор проводится на три-четыре года, тогда как в России его правила меняются каждый год. Возможные сроки консервации оборудования ещё обсуждаются, но очевидно, что они должны составлять несколько лет. 

Учесть требования всех сторон, которые зачастую диаметрально противоположны, полагает Кравченко, крайне сложно. Тем не менее, подчеркнул он, необходимо «не вести дискуссию, а принимать определённого рода решения». Ключевое из них – ввод долгосрочных правил работы рынка электроэнергии и мощности, которые не будут, как это происходит сейчас, ежегодно пересматриваться в зависимости от экономической и политической конъюнктуры. Только в этом случае будут «внятные ценовые перспективы».