Правительство приняло территориальную схему, определяющую места строительства новых и модернизации действующих энергообъектов до 2030 года. Она предполагает рост мощности АЭС на 12 ГВт, ТЭС — на 81 ГВт, ГЭС — на 9 ГВт. Впрочем, участники рынка не исключают, что часть заявленных объектов вообще не будет построена из-за отсутствия спроса, а эксперты говорят, что в РФ сейчас практически нет действующих механизмов реализации инвестпланов.
Вчера правительство опубликовало территориальную схему размещения энергообъектов в РФ до 2030 года. Это один из ключевых документов госпланирования отрасли, схема формируется на основе данных участников рынка, но не носит для них обязательного характера (инвестиции могут затем меняться в зависимости от потребностей экономики). При обсуждении схемы весной в Минэнерго и у вице-премьера Аркадия Дворковича прорабатывались два варианта развития — целевой и консервативный. По второму варианту к 2035 году доля АЭС должна вырасти с 11% до 13,1%, а доля ТЭС — сократиться на 1,6%. В текущей схеме к 2030 году доля ТЭС растет на 81 ГВт.
Но, согласно схеме, мощность АЭС вырастет на 12 ГВт (сейчас у «Росэнергоатома» 26,2 ГВт). По сравнению со схемой от 2013 года объемы вводов АЭС сократились вдвое — с 25 ГВт. В частности, сокращено количество запланированной к вводу мощности на Южноуральской, Северской, Кольской и Татарской АЭС. В схему вообще не включена Балтийская АЭС в Калининградской области, официально пока не отмененная, но при этом в ней упомянуты ЛЭП для выдачи мощности этой станции. В Минэнерго пояснили, что пока нет окончательного решения по строительству БалтАЭС, поэтому «было решено пока не включать этот объект в схему». В Федеральной сетевой компании говорят, что наличие объекта в схеме дает возможность разработки в отношении него исходной разрешительной документации. Планы активного строительства АЭС ранее вызывали критику со стороны владельцев тепловой генерации. Для промпотребителей покупка 1 МВт атомной мощности на оптовом энергорынке по договору поставки мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций в новую генерацию) обходится на 30% дороже по сравнению с ТЭС, говорит источник в отрасли.
Несколько упал и прогноз по вводам ветрогенерации: по сравнению с вариантом от 2013 года он снизился с 6 ГВт до 4,5 ГВт. В июне на ПМЭФ-2016 Аркадий Дворкович дал понять, что возможно торможение развития ВИЭ, по его мнению, зеленая энергетика слишком дорого обходится РФ. Объем мощности ГЭС к 2030 году должен увеличиться на 9 ГВт. В схему включены и незапроектированные ГЭС (Мокская в Бурятии, 1,2 ГВт; Ивановская, 210 МВт; Нижне-Зейская в Приамурье, 400 МВт). В «РусГидро» от комментариев отказались.
В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» сочли, что схема содержит значительный объем устаревшей информации: там есть объекты, «которые не будут ведены в указанные сроки, и не ясно, будут ли построены вообще в связи с отсутствием спроса». «Необходимость территориальной привязки объектов до утверждения новых энергостратегии и генсхемы размещения объектов энергетики, ожидаемого в этом году, сомнительна и может внести путаницу в территориальные планы других отраслей и планы развития регионов»,— говорят в ассоциации. Наталья Порохова из АКРА отмечает, что сейчас у государства нет работающих механизмов реализации инвестпланов, кроме госкомпаний (АЭС, развитие Калининграда и Дальнего Востока). «В последние годы таким механизмом для частных инвесторов были ДПМ,— говорит она.— Но их повторный запуск (ДПМ ВИЭ, строительство ТЭС в Тамани) показал, что при ухудшении макроэкономической ситуации он может и не работать по старым правилам: растет недовольство потребителей ростом платежей, а неопределенность с курсом рубля и ставками кредитов требует роста доходности для привлечения инвесторов».
Источник: Коммерсант
