Заложенный в Схеме и программе развития Единой энергетической системы на 2019–2025 годы (СиПР ЕЭС 2019) сценарий развития отрасли на ближайшие 7 лет предполагает стабильный рост энергопотребления и сокращение избытка мощностей, однако не гарантирует, что темпы роста цен на электроэнергию останутся ниже темпов роста цен на топливо. 

Несмотря на ожидающийся стабильный рост электропотребления в 2019–2025 годах, СиПР ЕЭС 2019 предусматривает гораздо меньший прирост генерирующих мощностей в сравнении с периодом 2012–2018 годов (2,2 ГВт/год против 5,3 ГВт/год) при сохранении прежних объемов выводов, что поможет сократить существующий избыток мощностей с 12% до 7% от совокупной установленной мощности.

Однако, по мнению ИПЕМ, наряду с этим положительным последствием реализация программы повлечет за собой и ряд негативных эффектов. Проблема состоит в том, что, с одной стороны, доминирующая часть вводов новых мощностей в 2019–2025 годах (около 71%) должна быть представлена безуглеродными видами генерации (ВЭС, СЭС, АЭС). С другой стороны, эти объекты генерации внесут невысокий вклад в прирост выработки (ВЭС и СЭС обладают низким коэффициентом использования установленной мощности, а блоки АЭС будут вводиться лишь для замещения старых объектов). Дополнительная же нагрузка будет приходится на ТЭС: их доля в структуре выработки электроэнергии, по расчетам ИПЕМ, возрастет с 63,7% в 2018 году до 65,8% в 2025-м.

Увеличение доли ТЭС в структуре выработки электроэнергии частично компенсирует положительный эффект в части сокращения платы за негативное воздействие на окружающую среду от запланированных вводов безуглеродной генерации. В частности, по оценкам ИПЕМ, удельные выбросы парниковых газов в расчете на единицу выработанной электроэнергии снизятся всего на 2,5%, тогда как за период 2010–2016 годов. это снижение составило около 12%.

Что касается динамики цен, то ранее рост платежей на рынке мощности компенсировался за счет замедления роста цен на рынке «на сутки вперед» (РСВ). Однако с 2016 года, по оценкам ИПЕМ, суммарный эффект для потребителей стал отрицательным. Увеличение вводов безуглеродной генерации повлечет за собой дальнейший рост платежей на рынке мощности, поскольку плата по ДПМ ГЭС/АЭС и ДПМ ВИЭ в 2,0–3,5 раз больше платы по ДПМ ТЭС. «Учитывая данный фактор и рост загрузки ТЭС, сложно сказать, удастся ли удержать темпы роста цены на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) ниже темпов роста цен на топливо», – прокомментировал итоги проведенного анализа заместитель генерального директора ИПЕМ Александр Григорьев.

Стоит отметить, что СиПР ЕЭС 2019, принятая Минэнерго России в феврале этого года, не учитывает итоги отборов в рамках программы модернизации ТЭС. Основные процедуры отбора были проведены в марте-апреле, в то время как проект СиПР ЕЭС 2019 в соответствии с законодательством был готов уже к 1 февраля.