Однако в России, для которой до сих пор 26 апреля 1986 года ассоциируется с Чернобыльской аварией, доля АЭС в течение буквально нескольких лет может существенно вырасти. И это идет вразрез с общемировыми тенденциями. Из годового отчета АО «Концерн Росэнергоатом» следует, что общее количество отклонений в работе АЭС в 2016 году стало рекордным с 2008 года, а количество неплановых автоматических остановок реактора в 2016 году выше, чем в предыдущие пять лет.

Будет ли потребитель энергии новых АЭС?

Недостатка в электроэнергии в России нет, даже наоборот. Согласно приказу Минэнерго России № 143 от 1 марта 2017 года «Об утверждении схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 — 2023 гг.», рост электропотребления в Единой энергетической системе (ЕЭС) России предусматривается в размере 1% до 2023 года. Выходит, что избыток генерирующей мощности, который оплачивается непосредственно потребителями, в обозримой перспективе составит 30 ГВ,т или 12 % от суммарной мощности.

При этом Минэнерго в течение шести лет планирует ввести в строй порядка 8 ГВт новых и вывести около 3 ГВт действующих мощностей АЭС, в результате чего произойдет увеличение объемов АЭС с 29,7 ГВт по состоянию на конец 2016 года до 33,3 ГВт по состоянию на конец 2023 года, а доля мощности АЭС в ЕЭС России возрастет с 11,8 до 13,3%.

Увеличение доли на 1,5 процентных пункта, казалось бы, цифра не критичная для страны, до тех пор, пока это не касается стоимости электроэнергии. Как следует из отчета Минэкономразвития РФ, цены поставляемой мощности от новых АЭС существенно превышают аналогичные показатели от прочих электростанций и необоснованно увеличивают платежи потребителей электроэнергии в первой ценовой зоне (Европа и Урал). Ключевой причиной Минэкономразвития называет сравнительно высокие капитальные затраты на строительство АЭС, которые частично покрываются средствами, полученными из федерального бюджета. В дальнейшем объем средств, полученных из бюджета, закладывается в цену на мощность. При этом вышеуказанные средства не возвращаются в федеральный бюджет.

Стоит отметить, что рост цен в первой ценовой зоне был зафиксирован в январе 2017 года — на 22,6% по сравнению с декабрем 2016 года, следует из данных отчета Минэкономразвития. Этому «способствовали» три фактора, один из которых — ввод новых относительно дорогих энергоблоков, Белоярской АЭС и Зеленчукской ГАЭС. Средневзвешенная цена мощности по договорам (ДПМ) АЭС в разы превышала цену конкурентного отбора!

Почему так дорого стоит электроэнергия АЭС?

Важно отметить, что, согласно прогнозу свободных цен на электроэнергию, доля ДПМ новых атомных станций в цене каждого 1 МВт потребляемой мощности составляет в 2017 году порядка 21% против 7% в 2015 году. А в случае ввода запланированных 8 ГВт в 2023 году доля АЭС в цене 1 МВт потребляемой мощности, по экспертной оценке Сообщества потребителей энергии, через шесть лет может превысить 50%.

По действующим нормативным документам цена мощности поставляемой по ДПМ АЭС определяется исходя из 25-летнего срока окупаемости. Согласно публичным данным Росэнергоатома, расчетный срок службы новых энергоблоков АЭС составляет 50–60 лет, что означает получение энергоблоками АЭС дополнительной прибыли после прохождения 25-летнего срока окупаемости.

Некоторые проекты строительства АЭС частично финансировалась за счет «целевых инвестиционных надбавок», включаемых в тарифы Росэнергоатома, а также за счет бюджетных средств в рамках федеральной программы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России».

При этом данные объемы инвестиций, уже оплаченные как потребителями оптового рынка электроэнергии, так и государством, через целевую надбавку к тарифу на электроэнергию учитываются в цене на мощность, поставляемую уже в рамках ДПМ АЭС.

«В 2017 — 2020 годах средний рост цены генерирующей мощности для потребителей энергии составит около 18% ежегодно, примерно половина этого роста — это оплата строительства новых атомных блоков. Это серьезно ограничивает возможности для развития существующих и появления новых энергоемких промышленных предприятий», — рассказал «МК» директор Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев.

Подобная ситуация может повлиять на планы бизнеса по расширению производственных мощностей или строительству новых перерабатывающих заводов. Как показывает практика, это может привести даже к закрытию существующих мощностей.

Есть ли сбалансированное решение?

Решение, безусловно, есть. Ряд профильных экспертов выступают за то, чтобы максимально растянуть по годам уже запланированные вводы энергоблоков АЭС — и привязать их к реальному росту электропотребления, а по возможности и вообще сократить строительство АЭС.

«Для сдерживания темпов роста цены мощности целесообразно скорректировать условия договоров на поставку мощности с новыми АЭС и ГЭС — увеличить сроки окупаемости и перенести ввод этих объектов на более поздние сроки», — рассказал В. Киселев.

Если запуск новых АЭС будет перенесен на период после 2023 года, это позволит как Росэнергоатому, так и «РусГидро» оптимизировать долгосрочные инвестиции и исключить штрафование в случае просрочки ввода новых мощностей, а также снизить долговую нагрузку. Перенос новых энергоблоков АЭС не станет прецедентом — аналогичное решение было принято в 2015 году. Ведь с учетом избытка генерирующих мощностей в энергосистеме при неизменном уровне электропотребления и спросе на мощность перенос сроков не приведет к дефициту мощности и снижению уровня системной надежности.

В данном вопросе важно сделать правильный выбор — или страна продолжает строить АЭС, или запускает новые энергоблоки АЭС, ориентируясь на потребности промышленности и конечного потребителя.

«Московский комсомолец», 27.06.2017