Объем прогнозируемого к 2030 году энергодефицита в стране может достигнуть 14,2 ГВт. Действующая система мер для борьбы с этой проблемой несовершенна и требует дополнительных усилий, считают эксперты ЭКОПСИ 
Ситуация с надежностью энергоснабжения в России в последние годы ухудшилась, о чем свидетельствуют сбои, подобные аварии на юге страны в 2024 году, говорится в исследовании консалтинговой компании ЭКОПСИ, с которым ознакомился РБК. Ввод новых мощностей и сетевых объектов не успевает за потреблением, в результате прогнозируется дефицит электроэнергии, для купирования которого действующих мер недостаточно.
Масштаб дефицита
В 2024–2030 годах ожидается ускорение темпов роста потребления электроэнергии в Единой энергосистеме (ЕЭС) России в два раза по сравнению с периодом 2014–2023 годов — с 1,1 до 1,9–2,1%. Такая динамика связана с реализацией масштабных инвестпроектов, переориентацией транспортных потоков, а также с увеличением нагрузки со стороны центров обработки данных (ЦОД) и майнинга.
С 2020 года объем прогнозируемого дефицита мощности в энергосистеме ежегодно растет, а с началом учета фактора аварийности после сбоя на Юге России в 2024 году он подскочил в шесть раз за год по отношению к предыдущему прогнозу — до 14,2 ГВт к 2030 году. Количество территорий с прогнозируемым «Системным оператором» (СО, диспетчер энергосистемы) локальным дефицитом также увеличилось — с одной-трех до четырех в ЕЭС России и четырех в ТИТЭС (технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы). Ситуация осложняется уходом иностранных поставщиков оборудования, ростом цен на материалы, снижением доходности проектов и высокой ключевой ставкой, пишут эксперты ЭКОПСИ.
Что не так с действующими мерами
КОМ НГО, базовый механизм ликвидации энергодефицита (предполагает строительство новой генерации за счет обязательных платежей с рынка), решает проблему, но медленно и дорого, утверждается в исследовании. От выявления дефицита до ввода новых электростанций проходит 8–10 лет, а процесс замедляется срывом сроков поставки российских турбин. Плюс одноставочная цена электроэнергии по этому механизму составляет 15–20 руб. за 1 кВт·ч., то есть в четыре-пять раз выше текущей. Кроме того, в рамках КОМ НГО строятся только тепловые станции (угольные и газовые ТЭС), показатель LCOE которых (от англ. Levelised Cost of Energy — себестоимость производства электроэнергии) в мировой практике обычно выше альтернативных вариантов.
Бизнес Власти выбрали проекты новых электростанций на юге почти на 2 ГВт
В то же время недостаточны и объемы дифференциации тарифов для населения, которые призваны стимулировать снижение потребления и бороться с серым майнингом, уверены эксперты. Более того, запрет последнего формально ограничивает белый майнинг, но не затрагивает серый, доля которого оценивается в 40–70%. Что касается сетевого строительства, то оно используется преимущественно локально для увеличения перетоков между энергосистемами и энергорайонами. Однако практически отсутствуют проекты с напряжением выше 500 кВ и линиями постоянного тока.
Отсутствие изменений в действующем комплексе мер рискует вылиться в опережающий рост цен на электричество, опасаются в ЭКОПСИ. По прогнозам, к 2035 году конечная цена окажется на 25–30% выше уровня инфляции. Также создается нехватка энергетических мощностей для реализации инвестпроектов: только в Забайкалье дефицит составляет 1 ГВт мощности для шести проектов с объемом инвестиций около 1 трлн руб. Растет и риск снижения доходов сетевых и сбытовых компаний из-за ухода потребителей на собственную генерацию, срок окупаемости которой составляет 5–10 лет. Аналогичная ситуация возникает с доходами самих генераторов, которые реализуют экономически невыгодные проекты по КОМ НГО, ценовые параметры в которых занижены на 25–30%, заключают эксперты.
Какие новые меры предлагаются
Строить больше, быстрее и проще. Это предполагает рост доли распределенной генерации в общем объеме мощностей с текущих 9% до 20–30%, что соответствует показателям развитых стран. В России отсутствует поддержка такого строительства, хотя оно обладает рядом преимуществ: быстрее возводится, не имеет требований по локализации, дешевле, снижаются затраты на дополнительное сетевое строительство.
Не менее важно обеспечить опережающее строительство не только ТЭС, но и атомных (АЭС), гидро- (ГЭС) и возобновляемых электростанций. Это позволит снизить стоимость 1 кВт·ч, ускорить решение проблемы дефицита и сократить углеродный след, считают в ЭКОПСИ. Эксперты напоминают, что сроки реализации проектов крупных ГЭС регулярно переносятся в графике генсхемы размещения объектов электроэнергетики. «Проекты ГЭС из текущей генсхемы (Нижне-Зейская, Мотыгинская) тоже не могут быть реализованы в плановые сроки (2032–2033 годы), так как фактически строительство по ним не стартовало», — сообщается в исследовании.
Бизнес Экс-менеджмент ушедшей из России Vestas купил часть ее ветрооборудования
Логичным дополнением к распределенной генерации может стать снятие ограничений собственной генерации потребителей, которое сейчас установлено на уровне 25 МВт для розничных станций, предлагают эксперты. Таким образом потребители смогут построить станции в центрах нагрузки без существенного сетевого строительства и дешевле, в том числе за счет использования нелокализованного оборудования. Также необходимо внедрить новые механизмы финансирования проектов генерации. Ими могут стать контракты на поставку мощности и эскроу-счета.
Оптимизировать потребление. Эксперты предлагают довести долю Demand Response — механизм управления спросом, при котором потребители добровольно снижают потребление, чтобы сгладить пики, и получают вознаграждение — до показателей 2–6% от пикового спроса. Именно таким является мировой уровень крупных энергосистем. По оценкам ЭКОПСИ, потенциал российского рынка по управлению спросом оценивается не менее чем в 3 ГВт, «что позволило бы сократить объемы строительства пиковой генерации».
Также возможно более активное использование накопителей, включая ГАЭС (гидроаккумулирующие электростанции). Однако сейчас в России отсутствуют механизмы, обеспечивающие окупаемость строительства ГАЭС. А текущие экономические и тарифные стимулы зачастую недостаточны для массового внедрения энергосберегающих проектов, утверждается в исследовании.
Дифференцировать цены. Необходимо устанавливать экономически обоснованные тарифы для населения на потребление электричества сверх базового объема — на уровне 8–10 руб. за 1 кВт·ч, считают эксперты. В 2024 году величина тарифов для населения в среднем по России составляла 5,3 руб. за 1 кВт·ч в первом диапазоне потребления. С 2025 года в стране введена новая система дифференциации тарифов, которая установила три рекомендованных диапазона потребления: базовый (3900 кВт·ч с самыми низкими ценами), экономически обоснованный (6000 кВт·ч) и приравненный к коммерческому (сверх 6000 кВт·ч) с повышающими коэффициентами для регионов с низкой газификацией и электроотоплением. Система дифференциации призвана бороться с чрезмерным потреблением электроэнергии серыми майнерами, стимулировать энергосбережение и снизить объем перекрестного субсидирования.
Для снижения финансовой нагрузки на существующих промышленных потребителей может быть внедрен и механизм распределения стоимости новой генерации (КОМ НГО) на новых потребителей. «В противном случае прогнозируется рост цен на электроэнергию существенно выше инфляции — на 30–50% за десять лет для существующих потребителей», — считают в ЭКОПСИ.
Бизнес Затраты на покрытие энергодефицита в Москве оценили в ₽0,5 трлн
Повышать эффективность и маневренность системы. Эта мера предполагает внедрить четвертую категорию надежности энергоснабжения потребителей. Сегодня таких категорий три, они определяют обязанности сетевой организации перед потребителями. Однако Минэнерго обсуждает создание еще одной для энергодефицитных районов, которая предусматривает возможность предсказуемого отключения от энергоснабжения при ухудшении режимно-балансовой ситуации. В числе прочих мер — снижение аварийности действующих станций, которое позволит сократить дефицит мощности на 5,5 ГВт из 14,1 ГВт, создание резерва за счет мобильных газотурбинных электростанций (ГТЭС) и снижение объемов экспорта.
Что говорят регуляторы и отрасль
В пресс-службе Минэнерго не стали комментировать РБК предложенные меры, но сообщили, что работают, чтобы обеспечить необходимый объем резервов мощностей и не допустить возникновения энергодефицита. В частности, планируется продлить программу КОММод (модернизация генерирующих мощностей) после 2031 года, разработать механизм финансирования проектов в территориально-изолированных системах, продлить до 2030 года программы повышения надежности электросетевого комплекса, совершенствовать нормативно-правовое регулирование майнинга в дефицитных регионах и распределять перекрестное субсидирование на все категории потребителей.
В пресс-службе «Системного оператора» также не стали обсуждать предложенные меры, но напомнили, что, согласно действующей генсхеме, объем ввода генерирующего оборудования в 2025–2042 годах должен составить 88,5 ГВт, в том числе 28,8 ГВт — АЭС, 16,6 ГВт — ВЭС и СЭС, 4,2 ГВт — ГЭС. Что касается перспектив повторения на Юге России прошлогоднего сбоя, в СО заметили, что ситуация возникла на фоне общего высокого уровня аварийности электростанций при резком росте потребления в связи с жарой. Поэтому «важнейшим условием успешного прохождения летнего периода максимальных нагрузок в ОЭС Юга является завершение ремонтных работ на оборудовании до наступления пиковых нагрузок и выполнение генерирующими компаниями намеченных мероприятий для повышения надежности работы и недопущения технических ограничений установленной мощности генерирующего оборудования», — сообщил РБК председатель правления СО Федор Опадчий. Реализация мероприятий по снижению аварийности может обеспечить дополнительно более 2 ГВт мощности.
Гидроэнергетический потенциал России, использование которого экономически целесообразно сегодня, освоен на 20%. «Это один из самых низких уровней использования гидроэнергетических ресурсов среди развитых и развивающихся стран», — отметили в пресс-службе ассоциации «Гидроэнергетика России». Там напомнили, что по графику генсхемы первые крупные вводы объектов гидроэнергетики должны состояться в ближайшие 3–7 лет. «И если по Загорской ГАЭС-2 планы амбициозны, но достижимы, то по вводам 2031–2032 годов на 3,6 ГВт, а также по вводам 2033–2035 годов еще на 3,3 ГВт все не так однозначно», — отметили в ассоциации. И поскольку особенностью средних и крупных ГЭС является их продолжительный срок проектирования и строительства (десять и более лет), то «решения о механизме финансирования и начале строительства для ГЭС с датой ввода в 2032 году надо принимать в ближайшее время».
Бизнес Минэнерго заявило о риске штрафов из-за переноса сроков модернизации ТЭС
Вместе с тем за 15 лет объем финансирования инвестпроектов гидроэнергетики сократился более чем в 2,5 раза, до 40 млрд руб. в год. Большая часть этих средств направляется на завершающиеся программы технического перевооружения и модернизацию, поэтому без принятия специальных решений сокращение инвестиции продолжится, уверены в «Гидроэнергетике России». Поэтому ключевой мерой поддержки должен стать возврат механизма заключения договоров о предоставлении мощности, обеспечивающих возврат инвестиций в строительство новых ГЭС и ГАЭС (ДПМ ГЭС/ГАЭС). Он действовал в 2010–2019 годах и позволил ввести в эксплуатацию несколько «больших советских долгостроев», напоминают в ассоциации.
Как сообщили РБК в пресс-службе «ЭН+», компания «ведет диалог с государством о мерах поддержки, которые обеспечат окупаемость новых ГЭС». Без этого «даже плановый ввод ГЭС представляется затруднительным», поскольку гидроэлектростанции являются капиталоемкими объектами с длительными сроками реализации, отметили в компании. В «РусГидро» относительно сроков строительства Нижне-Зейской ГЭС рассказали, что работы по проектированию станции продолжаются, а завершить их планируется в 2025 году.
В Ассоциации малой энергетики сообщили РБК, что к концу 2025 года объем распределенной генерации в России составит 40,5 ГВт, то есть около 15,5% от совокупной установленной мощности электростанций ЕЭС России. «При текущем темпе прироста распредгенерации в течение последующих пяти лет доля превысит 20%», — рассказал Максим Загорнов, президент ассоциации, председатель подкомитета по малой генерации «Деловой России». Строительство таких объектов требует вдвое меньших затрат и позволяет минимизировать потери от перерывов энергоснабжения, считает он.
«Новую генерацию нужно строить больше, быстрее и, что немаловажно, существенно проще и по типовым проектам», — считает Сергей Роженко, руководитель группы аналитики в энергетике Kept. Эксперт отмечает, что за последние 30 лет в России не построено ни одной крупной электростанции на 3–4 ГВт с нуля, в основном велось только расширение и модернизация существующих площадок. Однако в типизации и освоении поточного строительства типовых энергоблоков ТЭС «зашито много потенциала на повышение физической эффективности», уверен он. Кроме того, отдельным вопросом надежности энергоснабжения, о котором пока не говорят, является наличие достаточных энергоресурсов в точке потребления, таких как газ, уголь, уран, также замечает Роженко. «Тут копятся также сложные вызовы даже для России с ее богатствами. В связи с этим не исключаю кроме появления новых атомных регионов также и появление новых «угольных регионов» для размещения ТЭС как инструмента быстрого масштабирования мощностей», — полагает он.
Бизнес «Россети» предложили запретить крупному бизнесу прямое подключение к сети
Предложенные меры разумны, но главное — их реализация, которая может оказаться сложной и по срокам, и по стоимости, предупреждает Сергей Черепов, директор департамента энергетики «Рексофт». Рост доли распределенной генерации до 20–30% может быть эффективным решением, но займет 5–7 лет и потребует «сотни миллиардов рублей» инвестиций. Еще более сложной задачей он считает опережающее строительство АЭС и ГЭС, а самой «дешевой» мерой — повышение эффективности системы, которое на горизонте одного-трех лет «может реально снять до 30–40% остроты дефицита». «Замечу отдельно, без изменения правил майнинга (тем более серого) проблемы будут только усугубляться. Потребление ЦОДов при этом растет прогнозируемо, а майнинг — почти неуправляемо», — заключил эксперт.
Читайте РБК в Telegram.