По итогам 2014 года в Единой энергетической системе России было введено почти 7,3 ГВт новых генерирующих мощностей. Как сообщает Системный оператор ЕЭС, это рекорд для постсоветской истории. Больший объём генерации в последний раз запускали в 1985 году – тогда в эксплуатацию ввели свыше 8,5 ГВт, в числе которых были три гигаваттных блока на Балаковской, Курской и Смоленской атомных электростанциях. В про-шлом году в рекордсменах оказались Ростовская АЭС, чья мощность за счёт пуска энергоблока № 3 возросла на 1,07 ГВт, и Богучанская ГЭС, на которой заработали три гидроагрегата по 333 МВт каждый. На Нижневартовской, Няганской и Череповецкой ГРЭС, а также на Южноуральской ГРЭС-2 в строй были введены парогазовые установки, аналогичное оборудование было запущено и на Владимирской ТЭЦ-2, Ижевской ТЭЦ-1 и Кировской ТЭЦ-3. 

Такова одна из причин, по которой в ЕЭС России сложился профицит мощности. «Вводы растут по экспоненте, – констатирует начальник управления оптовой торговли электроэнергией ОАО «Иркутскэнерго» Олег Смирнов. – В особенности это касается тех объектов, которые строились по договорам предоставления мощности». Многолетние контракты, по условия которых энергетикам гарантированно оплачивают мощность, подписывались в те времена, когда ожидался рост потребления электроэнергии. Однако ещё в 2013 году наметился его спад. Тогда, по данным Системного оператора, электропотребление по России в целом сократилось на 0,6% по сравнению с 2012 годом. Рост, пусть и незначительный, продемонстрировали только объ-единённые энергосистемы Урала, Средней Волги и Центра. В 2014 году, впрочем, произошёл очень небольшой прирост, который составил 0,4%. Его обеспечили Дальний Восток, Урал, центральные, северо-западные и южные регионы страны, тогда как потребление в Сибири сократилось на 0,6%, а в Поволжье – на 2%. Так или иначе, на уровень 2012 года потребление электричества так и не вернулось. «Происходящее, думаю, говорит в пользу того, что в ближайшее время оно будет скорее стагнировать, чем расти», – осторожно замечает наш собеседник. Тем временем по итогам 2014 года электропотребление в Иркутской области сократилось на 1,2% в сравнении с 2013 годом. Более того, в 2013 году оно снизилось на 2,3% по отношению к 2012 году. Виной тому не только тёплые зимы, но и сокращение потребления на нужды крупных промышленных предприятий. 

В масштабах всей страны, равно как и отдельных регионов, это привело к тому, что образовался значительный резерв генерирующих мощностей. «Его можно определить по тому балансу спроса и предложения, который устанавливается по итогам конкурентного отбора мощности, проводимого ежегодно, – поясняет Смирнов. – И он нарастает год от года». Если в 2014 году речь шла о 3 ГВт – такова, к примеру, установленная мощность Богучанской ГЭС, то КОМ-2015 показал, что избыток составляет 15 ГВт – больше, чем даёт весь Ангарский каскад гидростанций. По существующим прогнозам, к 2019 году он достигнет уже 22 ГВт. Для Восточной Сибири, где в структуре генерирующих мощностей львиная доля приходится на гидравлические станции, в этом есть определённый плюс: в период маловодья недостаток выработки на ГЭС компенсируется повышенной нагрузкой на ТЭЦ. Примером тому служит 2014 год и нынешний осенне-зимний максимум нагрузок. При том, что общая выработка в Сибири за прошедшие 12 месяцев превысила 198,33 млрд кВт-ч, на долю тепловых станций пришлось 94,79 млрд кВт-ч, а гидравлических – 94,14 млрд кВт-ч, из которых 8,36 млрд кВт-ч дала Богучанская ГЭС, вышедшая на полную мощность только к концу года. Как следствие, до возникновения дефицита выработки электроэнергии, которого можно было бы ожидать, дело не дошло. 

Но есть и обратная сторона медали: избыток составляют те генерирующие мощности, которые в силу низкой эффективности и высоких эксплуатационных затрат не прошли конкурентный отбор. К таким среди прочих относится ТЭЦ-1, расположенная под Ангарском. Сейчас она работает в статусе вынужденного генератора – объекта, не прошедшего КОМ, но работающего потому, что от него зависит энергоснабжение потребителей и стабильность работы всей энергосистемы. В отличие от нерегулируемых цен, которые определяются по итогам конкурентного отбора, такого рода энергоисточники поставляют электрическую энергию и мощность по фиксированной стоимости, установленной Федеральной службой по тарифам. Так и работает ТЭЦ-1, оборудование которой было смонтировано ещё в пятидесятые годы прошлого века, причём его часть была вывезена из Германии в счёт репарации. Существует проект по её закрытию и передаче тепловой нагрузки на более крупную и современную ТЭЦ-9.  

«Это единовременные траты, но их необходимо понести, – подчёркивает Олег Смирнов. – Проблема в том, что действующая модель рынка не предусматривает механизма вывода из эксплуатации и закрытия этих мощностей, не существует источника финансирования». Существует три варианта развития событий в отношении неэффективных станций. Первый заключается в том, чтобы вывести их из эксплуатации, понеся определённые траты, но при этом избавиться от источника убытков. Второй предполагает продажу тепла и электричества без оплаты поставляемой мощности. Третий – консервация на тот случай, если в будущем потребуется дополнительная электроэнергия. Именно он приемлем для регионов Восточной Сибири – Республики Хакасия, Красноярского края, Иркутской области, – где развита гидравлическая генерация, выработка которой зависит от природных условий. Есть ещё один аргумент в его пользу – строительство нового объекта обходится в среднем в 3000 долларов за киловатт установленной мощности, а вывод из консервации – 600 долларов за кВт. Но есть одна существенная сложность. «Рынка консервации или, как мы его называем, рынка долгосрочных резервов, сегодня не существует, – отмечает Смирнов. – Есть только идеи о том, как его реализовать». 

Между тем эксплуатация неэффективных и не востребованных рынком мощностей ложится бременем на всех потребителей – затраты на её обеспечение закладываются в тарифы и свободные цены. «Мы считаем, что идея создания рынка долгосрочных резервов – здравая, – резюмирует Смирнов. – Она бы всем помогла: с одной стороны, уменьшился бы избыток мощностей и финансовая нагрузка на потребителей, с другой – можно было бы заложить резерв для потенциального роста потребления». Вариантов, как претворить её в жизнь, немало. Одна из возможных моделей – электростанции, которую необходимо закрыть или законсервировать, присваивается статус вынужденного генератора только на заранее определённый период времени, а в тарифе пре-дусматриваются расходы на вывод её из эксплуатации. Тариф, в свою очередь, действует только в течение определённого периода, за который собственник объекта обязуется его закрыть. «Можно сделать софинансирование: деньги на консервацию не дают до тех пор, пока собственник не вложил в него свои средства, подтвердив тем самым свои намерения, – добавляет Олег Смирнов. – Мы со своей стороны готовы сделать ТЭЦ-1 пилотным проектом, на котором обкатают идеи, витающие в воздухе».