Инвестиции в проекты электроэнергетики
Потребность в инвестициях тепловой генерации
Более 100 ГВт функционирующих сегодня ТЭС было введено в эксплуатацию до 1990 года. В рамках программы ДПМ ТЭС – обновления тепловых электростанций, сопровождавшей приватизацию генерирующих компаний, было построено и модернизировано 29 ГВт, прирост мощности ТЭС в энергосистеме России составил 25,6 ГВт.
При этом средний возраст ТЭС остался на уровне 33,6 года.
В 2019 году была запущена новая программа целевой модернизации оборудования тепловых электростанций – конкурентный отбор мощностей модернизируемых объектов
Инвестиции в секторе традиционной генерации (тепловые электростанции)
На сегодняшний день состоялся отбор проектов модернизации ТЭС на плановые годы поставки мощности с 2022 по 2026 год. В ценовых зонах оптового рынка определен 101 проект модернизации на 21 ГВт.
По причине высокой конкуренции на отборах удельные капитальные затраты проектов модернизации в среднем составили 11,8 тыс. руб. / кВт.
С учетом установленных критериев преимущество на состоявшихся отборах получили конденсационные блоки большой единичной мощности. Доля конденсационных мощностей, получивших право на модернизацию на условиях гарантированного возврата инвестиций, составила 15 ГВт (71 %).
В двух проектах (суммарная установленная мощность – 1,05 ГВт) в прошедших отборах инвесторы взяли на себя обязательства по переводу ТЭС с паросилового на парогазовый цикл.
В 2021 году планируется первый конкурентный отбор проектов строительства парогазовых электростанций на базе инновационных отечественных газовых турбин средней и большой мощности (65–190 МВт).
Ключевым требованием к проектам модернизации является использование оборудования, соответствующего критериям подтверждения производства промышленной продукции на территории России
Совокупные ежегодные инвестиции семи крупнейших компаний, представляющих 100 ГВт тепловых электростанций (60 % тепловых мощностей в ЕЭС), в 2013–2019 годах снизились на 65 млрд руб. в связи с окончанием программы обновления мощностей ДПМ ТЭС.
Текущий уровень инвестиций в целом соответствует капитальным вложениям, которые компании осуществляют для поддержания технического состояния находящихся в их собственности ТЭС.
Инвестиционные сигналы на оптовом рынке в России
Рынки электрической энергии
Оптовый рынок электрической энергии в России характеризуется достаточно умеренным уровнем цен, обусловленным прежде всего избыточным предложением генерирующих мощностей и внутренним балансом топлива. Большая часть регионов первой ценовой зоны имеет доступ к газотранспортной инфраструктуре, а генерирующие компании приобретают газ у конкурирующих поставщиков (включая Газпром).
Энергетика сибирских регионов России во второй ценовой зоне традиционно построена на использовании гидроэнергетических ресурсов и крупных местных месторождений каменного и бурого угля.
Как в первой, так и во второй ценовой зоне значительным фактором формирования цены является объем ценопринимающего предложения – бестопливной выработки АЭС, ГЭС и ВИЭ, а также минимумов выработки ТЭС, обусловленных техническими параметрами и объемом выработки тепловой энергии в комбинированном режиме.
Объекты тепловой, гидро- и атомной генерации, которые не были построены или модернизированы в рамках специальных механизмов или отборов, получают плату за готовность к выработке в сегменте конкурентного отбора мощности (КОМ) оптового рынка.
КОМ проводится на год поставки «Х+6» по отношению к году отбора. В 2021 году в связи с задержкой проведения конкурса «КОММОД» состоятся два отбора КОМ: на 2026 и 2027 годы поставки мощности.
Цена КОМ определяется на основании соотношения предложения генерирующих мощностей и утверждаемой правительством наклонной спроса. Цена индексируется с учетом фактической инфляции на момент года поставки мощности.
В 2019 году с целью повышения стимулов к инвестициям в поддержание тепловой генерации было принято решение об опережающей инфляцию индексации ценовых характеристик наклонной спроса
На сегодняшний день ценовая конъюнктура оптового рынка электрической энергии и мощности (уровни цен в РСВ и КОМ) не позволяет окупиться проектам строительства или глубокой модернизации мощностей.
Большая часть капиталоемких проектов реализуется на основании специальных инвестиционных механизмов и решений федерального правительства, которое вправе провести отдельный конкурс для инвесторов за право строительства мощности на условиях окупаемости инвестиций (п. 101 «Правил оптового рынка…»,
Низкий уровень цен в КОМ был одной из причин ускоренного вывода мощностей ТЭС. На плановый 2025 год поставки профицит мощности в энергосистеме снизился по сравнению с 2019 годом на 10,5 ГВт в первой ценовой зоне и 1,6 ГВт во второй ценовой зоне.
Предложения мощности во второй ценовой зоне по планам на 2025 год оказалось недостаточно для покрытия расчетного спроса. Дефицит составил 115 МВт.