тэс

Энергорынок и в 2029 году, вероятно, продолжит оплачивать мощность новых тепловых электростанций (ТЭС), не попавших в программу договоров на поставку мощности (ДПМ), но получивших статус вынужденной генерации. По данным “Ъ”, около 466 МВт таких объектов претендуют на повышенный вынужденный тариф для возврата инвестиций, хотя в большинстве случаев эти станции уже должны были окупиться. Дополнительная нагрузка на потребителей может составить порядка 1,5 млрд руб.

Согласно материалам заочного заседания правкомиссии по развитию электроэнергетики от 10 декабря, статус вынужденной генерации по теплу предлагается продлить на 2029 год для 466,2 МВт новой генерации, а также сохранить вынужденный режим для 416 МВт мобильных ГТЭС, обеспечивающих резерв надежности энергосистемы юга России.

Новые станции в вынужденном статусе

Ключевая особенность ситуации в том, что статус вынужденной генерации традиционно применяется к устаревшим и неэффективным мощностям, которые невозможно быстро заместить. Однако сейчас речь идет о новых ТЭС, построенных после реформы РАО «ЕЭС России» и не включенных в ДПМ. Для них был создан альтернативный механизм — признание вынужденными, позволяющее получать повышенную плату за мощность без жестких обязательств по срокам, локации и запрета на досрочный вывод из эксплуатации.

◾ Минэнерго прорабатывает механизм стимулирования инвестиций в электроэнергетику РФ, сообщил замминистра энергетики Евгений Грабчак журналистам в кулуарах World Atomic Week.

◾ «Сейчас вообще прорабатывается большой пул изменений в законодательство, законопроект по стимулированию инвестиций в электроэнергетику. Один из подходов — это непрямое финансирование и заблаговременное с целью снижения общей долговой нагрузки с учетом не очень комфортных текущих ставок», — сказал Грабчак.

◾ В начале 2025 г. правительство РФ утвердило генсхему размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. Документ предполагает прогнозный объем вводов генерации в размере почти 88,48 ГВт. При этом доля АЭС в структуре генерации может вырасти с текущих 18,9% до 24% в 2042 году, ВИЭ — с 0,8% до 3,3%, а доля ТЭС может снизиться с 62,7% до 57,4%.

◾ На данный момент в РФ действуют несколько механизмов финансирования проектов в электроэнергетике за счет платежей крупных промышленных потребителей. В частности, таким образом реализуются проекты строительства и модернизации тепловой генерации, проекты в энергодефицитных районах Юга РФ и Сибири, ВИЭ, ряд новых энергоблоков на российских АЭС «Росатома».

Киргизия и «Интер РАО Экспорт» прорабатывают вопрос строительства ТЭС мощностью 500 МВт, рассказал замминистра энергетики Киргизии Алтынбек Рысбеков.

По словам замминистра, Киргизия рассматривает несколько способов покрытия растущего в стране спроса на электроэнергию. В частности, прорабатываются проекты реконструкции ГЭС, строительства новых тепловых мощностей, возобновляемых источников энергии.

Сейчас Киргизия импортирует электроэнергию из соседних стран, в том числе из России.

◾ Энергокомпании пока не рассматривают новые отказы и переносы сроков проектов модернизации тепловых электростанций (ТЭС), рассказала журналистам председатель набсовета Совета производителей энергии и член правления «Интер РАО» Александра Панина в кулуарах организованной Советом конференции.

◾ «Те, кто отказались, — они отказались. Их достаточно много – около 3 ГВт, 18 проектов. Они воспользовались этим правом, отказались, заплатили штрафы», — ответила Панина.

◾ «Больше я пока не слышала. Пока „Силовые машины“ не объявляли о новых сроках (поставок оборудования — ИФ). На эту тему пока у нас пауза. Мы исходим из того, что оставшиеся сроки будут выполнены», — сказала она.

◾ Весной 2025 года предправления Совета производителей энергии Александра Панина сообщала, что энергокомпании столкнулись с задержкой производства энергооборудования на 12 ГВт, сдвиги достигают вплоть до двух лет. Из-за этого компании активно переносят сроки ввода проектов модернизации ТЭС.

К 2042 году конечная цена электроэнергии в России может удвоиться — с нынешних 6,4 до 12,8 руб. за 1 кВт⋅ч, прогнозируется в генсхеме размещения объектов электроэнергетики. В структуре тарифа основное давление окажут капитальные затраты, кредиты и налоги: их вклад составит 58% цены на оптовом рынке (32%, 11% и 15% соответственно).

Вице-президент «Роснефти» Василий Никонов заявил, что без оптимизации к 2042 году электроэнергия в России может стать дороже, чем в США, Канаде и Индии. Для промышленных предприятий это грозит ростом доли затрат на электроэнергию в себестоимости продукции до 5,1% против 3,6% в 2024 году.

Компания предложила комплекс мер для сдерживания цен:

• льготное кредитование и использование механизмов бюджетного финансирования (инфраструктурные облигации, фабрика проектного финансирования, промипотека);

• налоговые льготы и преференции для генерации;

• снижение CAPEX за счет типовых технологических решений и упрощения доступа к площадкам для ТЭС;

ФАС предложила увеличить размер компенсаций убытков дальневосточных ТЭС «РусГидро» до 22,5 млрд руб., включив в него дополнительно 5,37 млрд руб. невозмещённых расходов за 2024 год, связанных с ростом цен на топливо. Первоначально планировалось компенсировать лишь 17,1 млрд руб. за 2011–2023 годы.

Компенсации предлагается распределить на три года с 1 июля 2025 года, ежемесячная надбавка к плате за мощность составит 625 млн руб. Эти меры призваны стабилизировать работу Дальневосточной генерирующей компании (ДГК), которая по итогам 2024 года увеличила чистый убыток в пять раз — до 42,7 млрд руб., при выручке 120 млрд руб. Причина — рост цен на уголь, который закупается по свободным, а не регулируемым тарифам.

Дополнительные меры включают возврат избыточных доходов другими участниками: 8,14 млрд руб. с Приморской ГРЭС (СГК), 7,6 млн руб. с «РусГидро», 17,8 млн руб. с «Якутскэнерго».

ФАС также прогнозирует рост конечной цены электроэнергии на Дальнем Востоке: с 5,89 руб./кВт·ч в 2025 году до 8,84 руб./кВт·ч в 2030 году. Аналитики считают поддержку ДГК необходимой для надежности энергоснабжения, несмотря на дополнительную нагрузку на промышленных потребителей.

Потребление электроэнергии в России в первом квартале 2025 года снизилось на 1,7% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Причиной этого стали аномально теплые погодные условия и снижение выработки ГЭС, особенно в Сибири. Это затруднило компенсирование потребностей в электроэнергии, особенно в зимние месяцы.

В первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) потребление снизилось на 1%, во второй (Сибирь) — на 2,5%. Одновременно индекс цен на оптовом рынке электроэнергии в этих зонах увеличился на 16,3% и 31,5%, соответственно.

Падение выработки ГЭС составило 11,5%, в том числе в Сибири, где снижение достигло 17%. В результате снизился объем предложения, что частично компенсировалось ростом выработки ТЭС.

Также на рост цен оказало влияние снижение выработки атомных станций, увеличение объемов ТЭС и снижение объемов ценопринимающих мощностей. Особенно ярко это сказалось в восточных регионах ОЭС Сибири и Красноярском крае, где цены выросли на 39,2% и 32,7% соответственно.

• «Интер РАО» может сместить запуск обновленного энергоблока Нижневартовской ГРЭС на 800 МВт с конца 2024 года на май 2026 года.
• «Юнипро» намерена отложить ввод энергоблока на 830 МВт на Сургутской ГРЭС-2 с сентября 2024 года на март 2025 года.
• «Иркутскэнерго» рассчитывает перенести ввод двух энергоблоков по 150 МВт на Иркутской ТЭЦ-10 на год — на январь и май 2025 года соответственно.
• «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» хочет сместить ввод нового энергоблока на Краснодарской ТЭЦ мощностью 150 МВт с декабря 2024 года на сентябрь 2027 года.