18.12.2017 Журнал Интер РАО «Энергия без границ»
Владимир Шкатов, заместитель председателя правления, ассоциация «НП Совет рынка»:
– Основные тенденции электроэнергетики 2017 года – это в целом стабильное и прогнозируемое положение дел на энергорынке и всё возрастающая актуальность проблемы старения оборудования. РФ в 2017 году впервые превысит максимальный уровень электропотребления, достигнутый пять лет назад, – за 10 месяцев этот показатель составил 863 млрд кВт•ч. Цены на энергорынке при этом существенно не меняются. Все их скачки и приросты были связаны или с увеличением оплаты мощности, или с решениями правительства о помощи «с рынка» некоторым регионам. По нашим прогнозам, в 2018 году одноставочная цена ОРЭМ вырастет в среднем на 6,2%, в том числе на 6,6% в первой ценовой зоне и на 4,8% – во второй. Темпы сами по себе высокие, но они во многом обусловлены, как я и сказал, ростом оплаты мощности во втором полугодии 2017 года вследствие поддержки отдельных регионов, в частности, ДФО. Сейчас в отрасли глобально одна проблема – старение оборудования. В сетях ситуация чуть лучше, потому что туда много лет стабильно вкладываются деньги. В генерации износ основного оборудования начинает сказываться на его аварийности. По официальным данным, аварийность падает, а эффективность использования топлива растёт, но в действительности в 2017 году произошло значительное количество технологических инцидентов. Это подтверждает, что затягивать с масштабной модернизацией генерирующего оборудования нельзя.
Евгений Грабчак, директор департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике, Министерство энергетики РФ:
– Общая аварийность в электроэнергетике в 2017 году снизилась примерно на 6%. Если посмотреть с 2013 года, в генерации количество аварий сократилось на 11%, а в электросетевом комплексе – на 20%. Однако тем не менее в этом году произошёл ряд масштабных системных аварий: в Кубанской, Крымской энергосистемах и на Дальнем Востоке. Не прерывается точечная работа с энергокомпаниями, в которых отмечено ухудшение показателей надёжности. При этом объёмы ремонтных программ в электроэнергетике в 2017 году сопоставимы с прошлым годом. Правительство утвердило новые правила оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон. С 2018 года оценка готовности будет проводиться на основе риск-ориентированной модели – без проведения комиссионных выездных проверок. Плюсы риск-ориентированного подхода в том, что можно сконцентрировать ресурсы в точке максимальной отдачи и обеспечить надёжность и бесперебойность поставок электроэнергии потребителям. Чтобы система заработала в полной мере, Минэнерго также разработало и приняло две методики, касающиеся оценки технического состояния энергообъектов. Утверждение этих документов – первый этап решения задачи цифровизации электроэнергетики. В течение года мы провели две отраслевые инновационные конференции. Идут научно-исследовательские работы. Чтобы опробовать отдельные решения, готовятся к реализации пилотные проекты.
Наталья Порохова, руководитель группы исследований и прогнозирования Аналитического кредитного рейтингового агентства (АКРА):
– В 2017 году были приняты ключевые документы для реформирования цено образования в двух секторах – теплоснабжении и сбыте электроэнергии. В обоих случаях новые принципы ценообразования предусматривают регулирование цен в регионах по принципу сравнения с эталоном и фиксацию уровня тарифа на долгосрочную перспективу. Это должно давать возможность инвесторам или собственникам получать прибыль за счёт роста эффективности при неизменном уровне тарифа. В теплоэнергетике это принцип альтернативной котельной, в сбытовом секторе – эталонной сбытовой надбавки. Регуляторные изменения, которые непосредственно влияли на рынок в 2017 году, были преимущественно связаны с ростом перекрёстного субсидирования – например, включения в цену мощности надбавки для снижения цен на Дальнем Востоке. Объём «перекрёстки» уже составляет до 13% в цене конечного потребителя, её рост угрожает развитию рыночных отношений в электроэнергетике. В сфере тепловой энергетики уже завершено до 90% инвестиционных обязательств по программе ДПМ. Новые инвестиции в секторе связаны с АЭС, ВИЭ и региональными программами (Дальний Восток, Калининград, Крым). Для рекордного числа ТЭС особую актуальность приобретает проблема продления паркового ресурса. Без модернизации эти мощности придётся выводить, и без новых инвестиций к середине 2020-х годов профицит генерации может перейти в дефицит. Сейчас удобный момент для начала стимулирования инвестиций.
Роман Нижанковский, исполнительный директор, группа «Т Плюс»:
– 2017 год запомнится российским энергетикам двумя важными решениями. Вступил в силу ФЗ с поправками к закону «О теплоснабжении», которые вводят новый механизм ценообразования на тепловую энергию. Вместо административного регулирования цен правительство будет устанавливать для регионов только предельный их уровень, рассчитанный исходя из расходов на строительство и эксплуатацию нового источника тепловой энергии. Реформа должна запустить рыночный механизм обновления основных фондов в теплоэнергетике и обеспечить предсказуемость и долгосрочность тарифной политики для потенциальных инвесторов. Следом за этим в ноябре президент России Владимир Путин одобрил программу Минэнерго по дальнейшей модернизации электроэнергетики. Важно, что в этой программе, которую уже называют «ДПМ-2», основной акцент делается на тепловую электрогенерацию. Два этих события тесно связаны между собой. Создаются базовые условия для обновления основных фондов в теплоэнергетике с подведением под эту масштабную модернизацию надёжной экономической базы. В связи с этим Группа «Т Плюс» готова пересмотреть долгосрочную стратегию развития, чтобы в ближайшее десятилетие обновить ещё 2–3 ГВт генерации. При определённой решимости региональных и местных органов власти есть возможность для заметной модернизации проблемного теплосетевого хозяйства. Это приведёт к росту качества и бесперебойности теплоснабжения.