Публикации - Электроэнергетика

Анализ схемы и программы развития ЕЭС России до 2025 года: перспективы и последствия

В конце февраля 2019 года Минэнерго России утвердило новую Схему и программу развития ЕЭС России на 2019–2025 гг. (далее – СиПР ЕЭС 2019). В статье приводится экспертное мнение ИПЕМ об этом документе.

СиПР ЕЭС – один из важнейших документов стратегического планирования в отрасли и формально занимает подчиненное положение по отношению к таким долгосрочным документам верхнего уровня, как Энергетическая стратегия и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики. Фактически же действующая редакция Энергостратегии (ЭС-2030) была принята почти 10 лет назад, а обновленный вариант – ЭС-2035 представлен только в виде проекта, при этом уже двухлетней давности. Актуализированная версия Генсхемы, в свою очередь, была принята два года назад, но уже не вполне точно отражает перспективы развития отрасли, а именно:

Кроме того, в Генеральной схеме рассматриваются только наиболее крупные объекты электроэнергетики (ТЭС мощностью от 500 МВт, прочие электростанции мощностью от 100 МВт, сетевые объекты напряжением от 330 кВ и отдельные сетевые объекты напряжением 220 кВ), что значительно ограничивает возможности анализа перспектив развития электроэнергетики с использованием этого документа.

В отличие от перечисленных документов СиПР ЕЭ, разрабатывается и актуализируется ежегодно, что делает ее наиболее показательной в части реальных перспектив развития генерации. Кроме того, она достаточно детальна, так как включает информацию о развитии всех генерирующих объектов мощностью от 25 МВт, всех сетевых объектов напряжением от 220 кВ и отдельных – напряжением 110 кВ. Именно поэтому данный документ представляет особый интерес для определения среднесрочных перспектив развития отрасли. К недостаткам СиПР ЕЭС можно отнести относительно невысокий горизонт планирования (всего 7 лет), но в условиях постоянного изменения параметров регулирования электроэнергетики в России столь детальное планирование на более длительный срок объективно нецелесообразно.

 

Рис. 1. Фактический и прогнозный рост электропотребления в ЕЭС России. Составлено ИПЕМ по данным СиПР ЕЭС и отчетов о функционировании ЕЭС России. Различные линии показывают прогнозные данные согласно СиПР ЕЭС соответствующих лет
(Увеличить)

Основные положения схемы и программы развития ЕЭС на 2019–2025 гг.

Итоги отборов в рамках программы модернизации ТЭС не учтены в СиПР ЕЭС по объективным причинам, так как согласно правилам СиПР ЕЭС разрабатывается и представляется в Минэнерго России ежегодно до 1 февраля, а утверждается до 1 марта. В свою очередь постановление Правительства РФ о проведении отборов было выпущено только 25 января 2019 года, а основные процедуры проведены в марте – апреле. Очень сжатые сроки также могли стать одной из причин низкой конкуренции на первом этапе отборов среди энергокомпаний.

Рассмотрим наиболее примечательные пункты СиПР ЕЭС 2019 в части оценки дальнейших перспектив развития генерации электроэнергии в стране.

  1. Ожидается стабильный, но невысокий рост потребления электроэнергии. Среднегодовой прирост электропотребления в 2019–2025 гг. ожидается на уровне 1,14%. Если рассмотреть период 2020–2025 гг. (это позволит исключить фактор присоединения Западного и Центрального энергорайонов энергосистемы Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока в 2019 году), то среднегодовой прирост электропотребления будет еще ниже – 1,05%). Фактически в 2016–2018 гг. электропотребление в ЕЭС России росло более высокими темпами (на 1,29% в год), хотя в 2009–2018 гг. этот темп был заметно ниже (0,65% в год).
  2. В прогноз электропотребления заложена исторически обоснованная эластичность электропотребления по ВВП. Значение эластичности по прогнозу составляет 0,47 за 2019–2025 гг. и 0,40 – за 2020–2025 гг. Для сравнения, в 1999–2008 гг. данный показатель был на уровне 0,35, а в 2010–2014 гг. – 0,499. Что касается последних лет, то в 2016–2018 гг. эластичность приняла аномально высокое значение – 0,9310. Это привело к тому, что прогноз электропотребления последних четырех СиПР ЕЭС оказался превышен (рис. 1): в них эластичность была заложена на уровне 0,3–0,511.
  3. Ожидается гораздо меньший прирост генерирующих мощностей при сохранении прежних объемов выводов. Фактически в 2012–2018 гг. прирост мощностей за счет ввода, модернизации и перемаркировок составил около 37 ГВт (рис. 2), а в 2019–2025 гг. этот показатель должен находиться на уровне 15,5 ГВт13 (еще около 0,5 ГВт крупной генерации будет введено в этот период в изолированных энергорайонах). Для сравнения, объем выводов генерирующих мощностей в ЕЭС России в 2012–2018 годах составил 13,9 ГВт15, а за период действия СиПР ЕЭС 2019 должен достигнуть 12,8 ГВт.
  4. В результате ожидается сокращение избытка генерирующих мощностей: за 2020–2025 гг. – с 29,6 до 17,9 ГВт (или с 12% до 7% от совокупной установленной мощности).
  5. В перспективной структуре вводов доминирует безуглеродная энергетика. В десятки раз (с 0,1 ГВт в 2012–2018 гг. до 3,2 ГВт в 2019–2025 гг.) возрастут вводы ветрогенерации, в 2,4 раза (с 0,5 до 1,2 ГВт) – солнечной генерации. Таким образом, если в 2012–2018 гг. на безуглеродные виды генерации пришлось лишь 29% прироста мощностей (за счет ввода, модернизации и перемаркировок), то в 2019–2025 гг. они обеспечат около 71% прироста. При этом новая безуглеродная генерация будет представлена почти полностью ВЭС, СЭС и блоками АЭС. Новые объекты гидроэнергетики будут включать лишь ряд малых ГЭС и единственный крупный проект – Зарамагскую ГЭС-1. Загорская ГАЭС-2 упоминается в СиПР ЕЭС 2019, но за рамками перечня проектов с высокой вероятностью реализации.
  6. Доля ТЭС в структуре выработки будет расти: с 63,7% в 2018 году до 65,8% в 2025. Это связано с тем, что у ВЭС и СЭС низкий КИУМ, а новые блоки АЭС будут вводиться лишь для замещения старых блоков с реакторами РБМК. При этом в период действия СиПР ЕЭС 2019 один из выводимых блоков (4-й энергоблок Ленинградской АЭС) не будет замещен новым. В свою очередь ТЭС по мере снижения избытка мощности в энергосистеме будут загружаться все активнее. Ожидается, что КИУМ ТЭС возрастет с 47% в 2018 году до 53% в 2025.
  7.  

    Рис. 2. Прирост генерирующих мощностей за счет ввода, модернизации и перемаркировок. Составлено ИПЕМ по данным СиПР ЕЭС 2019, отчетов о функционировании ЕЭС России, СиПР электроэнергетики субъектов Российской Федерации и генерирующих компаний
    (Увеличить)

Ожидаемые эффекты от реализации схемы и программы развития ЕЭС на 2019–2025 гг.

Обычно в качестве целей развития электроэнергетики рассматривают три основных ориентира:

Надежность электроснабжения не является приоритетной в СиПР ЕЭС 2019, учитывая имеющийся в ЕЭС России избыток генерирующих мощностей.

Качественного сокращения НВОС СиПР ЕЭС 2019 не предполагает. Прирост выработки на безуглеродных электростанциях ожидается всего в размере 23 млрд. кВт·ч (2%), а выработка на ТЭС будет расти еще сильнее в связи с планируемой дозагрузкой существующих мощностей. При этом полномасштабной модернизации природоохранного оборудования на них ожидать не приходится в силу отсутствия жестких требований по ограничению выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов. Данные СиПР ЕЭС 2019 об объемах потребления топлива позволяют оценить перспективы изменения удельных выбросов парниковых газов (в расчете на единицу выработки электроэнергии). Проведенные ИПЕМ расчеты показывают, что этот показатель снизится всего на 2,5% (с 518 кг CO2 / МВт·ч в 2019 году до 505 кг CO2 / МВт·ч в 2025), тогда как за период 2010–2016 гг. это снижение составило около 12%.

Что касается цен на электроэнергию, то предыдущая волна ввода генерирующих мощностей уже внесла существенный вклад в их рост за счет платы за мощность: в 2017 году платежи по ДПМ (ТЭС, ГЭС/АЭС и ВИЭ) составили 365 млрд. руб. или около 21% от совокупного объема платежей на ОРЭМ.

С другой стороны, фактор обновления парка генерирующих мощностей создает предпосылки для замедления роста цен на рынке «на сутки вперед» (РСВ). Цены на РСВ в среднем за последнее десятилетие росли медленнее, чем цены на топливо (рис. 3). Подобное отставание можно интерпретировать как экономию потребителей: ее объем составляет около 200 млрд. руб. в год (по данным за 2015–2018 гг.), но в последние годы она с излишком компенсируется платой по ДПМ.

 

Рис. 3. Динамика цен на РСВ и цен на энергетическое топливо. Составлено ИПЕМ по данным годовых отчетов АО «АТС», Росстата и Ассоциации «НП «Совет рынка» Примечания: цены топлива указаны согласно ценам приобретения промышленными организациями; пересчет в условное топливо осуществлен исходя из теплотворной способности газа 33,080 МДж/м3 и угля 0,768 т у. т./т; цена угля указана по камен¬ному энергетическому углю; ЦЗ – ценовая зона
(Увеличить)

В перспективе платежи по ДПМ ТЭС будут сокращаться, но возрастут платежи по ДПМ более дорогостоящей генерации – атомной и возобновляемой. В частности, только по текущей программе поддержки ВИЭ-генерации объем платежей может достигнуть 174 млрд. руб. Доля затрат потребителей, приходящая на оплату мощности, будет только расти. Соответственно, доля ТЭС в структуре конечной цены будет снижаться, а доля ВИЭ – расти благодаря высокой плате за мощность (в 2017 г. средняя плата по объектам ДПМ ТЭС составила 933 руб./ ГВт в мес., по ДПМ ГЭС/АЭС – 1908 руб./ГВт в мес., по ДПМ ВИЭ – 3241 руб./ГВт в мес.). Таким образом, неочевидно, сможет ли новая волна вводов генерирующих мощностей удержать темпы роста средневзвешенной цены электроэнергии (с учетом мощности) на ОРЭМ ниже темпов роста цен на топливо.

С одной стороны, к положительным сторонам СиПР ЕЭС 2019 следует отнести то, что прогноз предполагает постепенное сокращение избыточных генерирующих мощностей при сохранении резерва, достаточного для обеспечения надежности электроснабжения. С другой, документ предполагает снижение вводов, что объективно ограничивает возможности по обновлению парка установленного оборудования с обычно сопутствующими этому процессу повышением эффективности, снижением выбросов парниковых газов и иных видов НВОС. Как это ни парадоксально, потребители электроэнергии вряд ли смогут извлечь выгоду из снижения вводов (см. выше). Потребителям придется платить и за новые объекты ВИЭ, и за замещение старых энергоблоков АЭС, и за программу модернизации ТЭС.

Последняя может способствовать как сдерживанию роста цен (в первой ценовой зоне), так и снижению НВОС, хотя особых надежд на нее возлагать не следует (подробнее в экспертном мнении ИПЕМ «Дисбалансы промежуточных результатов первого конкурсного отбора на модернизацию ТЭС», 18 апреля 2019 года). Во-первых, она позволит обновить всего около 25 % мощности ТЭС. Во-вторых, прирост мощностей будет незначительным: по проектам, отобранным в результате первого конкурса, установленная мощность оборудования возрастет всего на 4 %. В-третьих, она нацелена скорее на продление ресурса основного оборудования, чем на качественное повышение КПД и экологической эффективности. В частности, возможности качественной модернизации систем удаления и утилизации золошлаковых отходов (ЗШО) на угольных электростанциях правила проведения отборов для участия в программе модернизации ТЭС не предусматривают (подробнее – «Перспективы повышения эффективности утилизации золошлаковых отходов в контексте программы модернизации ТЭС», А.В. Григорьев, 18 февраля 2019 года).

Рис. 4. Соотношение платы по ДПМ и эффекта от снижения цен на РСВ. Составлено ИПЕМ по данным годовых отчетов АО «АТС» и Росстата
(Увеличить)

Выводы

Литература

  1. Валовой внутренний продукт. Годовые данные (индексы физического объема, в % к предыдущему году). / Росстат.
  2. Годовые отчеты АО «Администратор торговой системы» / АО «Администратор торговой системы».
  3. Дзюбенко В. Развитие ВИЭ в России: взгляд тех, кто за все это платит. / РСПП; Ассоциация «Сообщество потребителей энергии».
  4. Индексы РСВ в первой и второй ценовых зонах в 2018 году выросли на 3,6 % и 3,4 % соответственно / Ассоциация «НП «Совет рынка».
  5. Отчеты о функционировании ЕЭС России / АО «Системный оператор ЕЭС».
  6. Перечень генерирующих объектов, включенных в Предварительный график реализации проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, сформированный по итогам отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций на 2022–2024 годы / АО «Системный оператор ЕЭС».
  7. Приказ Минэнерго России от 28.02.2019 № 174 «Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019–2025 годы».
  8. Разработка схем и программ перспективного развития электроэнергетики /АО «Системный оператор ЕЭС».
  9. Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров / Росстат.
  10. Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров по 2011 г. (рубль) / ЕМИСС.
  11. Технико-экономические показатели электростанций /Росстат; НИУ ВШЭ.
  12. Угольная генерация: новые вызовы и возможности /Центр энергетики МШУ «Сколково». – 2019. – 83 с. 
  13. «ЭнергоЭксперт»,
    16 сентября, 2019

    Подписывайтесь и следите за новостями и публикациями ИПЕМ на официальных страницах в Яндекс.Дзен и Facebook!

    Также по теме: