Сайт функционирует на базе автоматизированной системы «Типовой сайт комитета Государственной Думы Федерального собрания РФ».

Закрыть



сегодня 28 февраля пятница

Комитет Государственной Думы по энергетике

Государственная Дума Федерального Собрания Российской Федерации

РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Состояние и перспективы развития электроэнергетики страны. Законодательный аспект»

24.10.2019

РЕКОМЕНДАЦИИ

«круглого стола» Комитета Государственной Думы
по энергетике на тему «Состояние и перспективы развития электроэнергетики страны. Законодательный аспект»

 

 

 

24 октября 2019 г.                                                                                                                                                                                                             зал № 830, Георгиевский пер., д. 2

 

 

Участники «круглого стола»: представители федеральных и региональных органов власти, депутаты Государственной Думы, представители энергетических компаний, отраслевых общественных организаций и объединений отмечают следующее.

Электроэнергетика относится к базовым отраслям и имеет важнейшее межотраслевое значение, поскольку уровень и качество энергоснабжения определяют условия производственной деятельности и бытового обслуживания населения. При этом, электроэнергетика остается наиболее сложной отраслью топливно-энергетического комплекса (ТЭК), в том числе, в части нормативного обеспечения эффективности и надежности ее работы.

Электроэнергетика входит в десятку отраслей с наибольшим вкладом
в валовый внутренний продукт (ВВП) России. Сегодня электроемкость российского ВВП составляет более 4 % и демонстрирует тенденцию к росту:
по оценкам специалистов, в 2020 году он может составить уже 4,3 %.
Для сравнения: в США и Канаде электроемкость ВВП не превышает 2,5 %,
в Европе – 3,5 %. При этом в Российской Федерации объем перекрестного субсидирования превышает 400 млрд руб., с тенденцией к росту, тарифов
для бизнеса устойчиво идет темпами превышающими  инфляцию, платежная дисциплина находится на недостаточном уровне, уровень задолженности
в 2019 году в электроэнергетике растёт темпом примерно 15-20 млрд руб.
по отношению к 2018 году.

Россия является четвертым энергетическим рынком в мире по объему производства электроэнергии после Китая, США и Индии. В 2018 году выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России - 1070,9 млрд кВт∙ч). Увеличение
к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7 %,
в том числе:

ТЭС - 630,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 1,3 %);

АЭС - 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7 %);

ГЭС - 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3 %);

электростанции промышленных предприятий - 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9 %).

СЭС - 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7 %).

ВЭС - 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2 %).

(СЭС – солнечные электростанции, ВЭС – ветровые электростанции, относятся к возобновляемым источникам энергии, ВИЭ).

По объему установленных мощностей Россия занимает пятое место, уступая кроме вышеназванных стран также Японии. По состоянию на начало 2019 года объем установленных мощностей в электроэнергетике России достиг 250 ГВт. Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4 % календарного времени (коэффициент использования установленной мощности). В 2018 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

АЭС - 6 869 часов (78,4 % календарного времени);

ТЭС - около 4 075 часов (46,5 % календарного времени);

ГЭС - 3 791 часов (43,3 % календарного времени);

ВЭС - 1 602 часов (18,3 % календарного времени);

СЭС - 1 283 часов (14,6 % календарного времени).

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации
в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 - млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6 % (по ЕЭС России - на 1,5 %).

В 2018 г. увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из-за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт∙ч. Наиболее значительное влияние температуры
на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г., когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений. Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте- газопроводного и железнодорожного транспорта.

Россия является нетто-экспортером электроэнергии и мощности. Экспорт электроэнергии из России в январе-августе 2019 года увеличился
на 18,2 % по сравнению с аналогичным периодом 2018 года –
до 12,7 млрд кВт∙ч. Доходы от экспорта электроэнергии в январе-августе 2019 года составили 588,7 млн долларов США, увеличившись на 28,3 %
по отношению к аналогичному периоду прошлого года.

В результате реформ отрасли, проведенных в последние годы, в России появился конкурентный оптовый рынок электроэнергии, что позволило привлечь частные инвестиции в создание и модернизацию генерирующих мощностей. Продолжение реформы отрасли, государственная поддержка отдельных сегментов и происходящие технологические изменения могут создать дополнительные точки роста электроэнергетики, повысив инвестиционную привлекательность отрасли.

Конкуренция на оптовом рынке электроэнергии и мощности, формирование которого считается одним из наиболее заметных итогов реформы электроэнергетики, ограничивается при помощи разного рода искусственных внерыночных механизмов, таких как регулируемые договоры для отдельных субъектов Российской Федерации, надбавки к стоимости мощности (на поддержку ВИЭ, на строительство ТЭС на основе мусоросжигания, на выравнивание тарифов на электроэнергию
для потребителей Дальнего Востока,  договоры о предоставлении  мощности (ДПМ)), и на сегодня составляет менее 50 %. Конкуренция на розничном рынке электроэнергии скорее отсутствует. Работа сетевого комплекса
в целом далека от эффективности. Можно сказать, реформа фактически заморожена.

 

Перекрестное субсидирование

Перекрестное субсидирование является системной проблемой для всей отрасли - проблемой номер один.

Перекрестное субсидирование - это «ценовая дискриминация»,
при которой для одних покупателей (потребителей) цена устанавливается ниже предельных экономически обоснованных издержек за счет других покупателей (потребителей), для которых цена устанавливается выше предельных экономически обоснованных издержек (при этом средние цены соответствуют средним издержкам).

В условиях сдерживания стоимости электроэнергии не выше инфляции данный механизм искажает экономику отрасли, делает практически непрозрачной структуру формирования цены на электроэнергию и тепловую энергию, не дает развиваться конкуренции, дает неверные сигналы для развития распределенной генерации (крупные потребители развивают собственную генерацию при наличии достаточных возможностей централизованного энергоснабжения).

Ежегодные потери ВВП Российской Федерации от перекрёстного субсидирования, по разным оценкам, составляют от 0,6 % до 0,8 % ВВП,
при его общем росте ВВП не более 2 % (в 2,3 % в 2018 г.).

Наиболее ярким примером такой тарифной политики последних лет является перекрестное субсидирование между населением и прочими категориями потребителей (крупная промышленность, малый и средний бизнес, бюджетные потребители и пр.). Указанное перераспределение реализуется через стоимость услуг по передаче электроэнергии.

Стоит отметить, что помимо этого существуют и другие виды перекрестного субсидирования, сосредоточенные на оптовом рынке электроэнергии и мощности: межтерриториальное перекрестное субсидирование, внерыночные надбавки для решения важных государственных задач и на реализацию инвестиционных проектов
по строительству/модернизации объектов генерации, перекрестное субсидирование между видами товаров (тепловая и электрическая энергия),. Так, например, межтерриториальное субсидирование реализуется на оптовом рынке электроэнергии посредством применения пониженных цен
на электрическую энергию и мощность по регулируемым договорам как
для населения (приравненных к населению категорий потребителей), так и для потребителей отдельных субъектов РФ с одновременных переносом
на потребителей других субъектов РФ бремени оплаты надбавок
на мощность, или посредством «перекладывания» на потребителей первой и второй ценовой зоны оптового рынка надбавки к цене мощности
на выравнивание тарифов на электроэнергию для потребителей Дальнего Востока.

Комитет за последнее время неоднократно рассматривал указанную проблематику в формате «круглых столов». Например, 25 мая 2018 года
по теме «Вопросы перекрёстного субсидирования в электроэнергетике,
его влияние на развитие отрасли и экономику страны, меры по его минимизации» и 19 ноября 2018 года по теме «Государственное регулирование цен (тарифов) на электроэнергию и его влияние на развитие энергетики и экономики страны в целом».

Перекрестное субсидирование населения, отдельных субъектов РФ и нерыночные надбавки к мощности в существенной мере негативно влияет
на отрасль. Среди его основных недостатков можно выделить:

стимулирование крупных потребителей к уходу из «большой» энергетики и к постройке собственных генерирующих объектов,
что приводит к росту тарифной нагрузки для остальных потребителей, снижению эффективности энергокомпаний и необходимости консервации мощностей;

отсутствие адресности при распределении субсидий (ввиду того,
что размер субсидии до 2013 года был пропорционален потреблению электроэнергии, наиболее обеспеченные домохозяйства получали значительно больший объем социальной помощи, чем домохозяйства
с меньшим уровнем дохода);

непрозрачность распределения нагрузки по перекрестному субсидированию между группами потребителей.

Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденной  распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 г. № 511-р,  предусмотрено  обеспечение прозрачности и справедливости распределения нагрузки по перекрестному субсидированию, постепенное снижение его объема и изменение его структуры с целью обеспечения более эффективной адресной поддержки малоимущих и социально защищаемых категорий потребителей.

В рамках реализации данной стратегии в 2013 году законодательно был определен порядок установления и применения социальной нормы потребления электроэнергии, что способствует адресному распределению субсидий.

Также в 2013 году в законодательство были внесены изменения, направленные на ликвидацию одного из способов перекрестного субсидирования - договоров «последней мили», в соответствии с которыми промышленные предприятия, подключенные напрямую к сетям ФСК, оплачивали услуги по передаче по более высоким тарифам РСК. Ликвидация «последней мили» призвана способствовать более справедливому распределению нагрузки между населением и промышленными потребителями. Однако в настоящее время, в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике», проблема «последней мили» для ряда регионов до сих пор не решена.

В 2014 году впервые была законодательно закреплена предельная величина перекрестного субсидирования, учитываемая в тарифах на услуги по передаче электрической энергии всем потребителям, кроме населения.

Федеральные органы исполнительной власти применяют разные методики оценки объема перекрестного субсидирования и, соответственно, разные подходы к разработке механизмов ее ликвидации. По оценке Минэкономразвития России объем перекрёстного субсидирования
в электроэнергетике в 2018 году составляет более 402 млрд руб.,
по оценке Минэнерго России – 337 млрд руб., ФАС России учитывает только перекрестку в тарифах на передачу электроэнергии и оценивает ее
в 220 млрд руб..

Комитет неоднократно рекомендовал Правительству Российской Федерации для начала разработать и внедрить методологию учёта объёмов перекрёстного субсидирования в электроэнергетике, позволяющую затем предельно обоснованно и прозрачно учесть все виды и размеры перекрёстного субсидирования в отрасли с целью ее ограничения и ликвидации.

Объем перекрестного субсидирования сегодня имеет тенденцию
к росту.

Завышенные цены на электроэнергию, связанные с перекрёстным субсидированием, ограничивают темпы развития промышленности, выступают сдерживающим фактором развития российской энергетики и экономики в целом, в особенности - среднего и малого бизнеса и сельского хозяйства.

Сегодня перекрёстное субсидирование на оптовом рынке сосредоточено в нескольких сегментах и лежит нагрузкой на производителях и потребителях электроэнергии – субъектах оптового рынка.

Производители электрической энергии несут бремя перекрёстного субсидирования на оптовом рынке через регулируемые договоры (РД).
Доля электроэнергии, поставляемой по РД, составляет в пределах 35 %
от балансовых объемов поставки. Цена электроэнергии и мощности по РД
в 2-3 раза ниже, чем в других субъектах РФ. Предполагалось, что объем электроэнергии (мощности) по РД будет снижаться, вплоть до 100 % либерализации. Однако в реальности он только увеличивается: в 2012 году
в РД было 7 субъектов РФ, а в 2018 году уже 9 субъектов РФ, при этом постепенная либерализация (сокращение объемов РД для особых субъектов РФ), намеченная законодателем на период с 2018 по 2023 годы была перенесена на 5 лет – с 2023 по 2028 годы. Помимо производителей электроэнергии бремя перекрестного субсидирования в связи с уходом отдельных субъектов РФ в РД несут и потребители других субъектов РФ,
так как на них «переносится» бремя оплаты надбавок на мощность
за ушедшие в РД субъекты РФ.

Также к числу видов перекрёстного субсидирования на оптовом рынке электроэнергии и мощности можно отнести нерыночные надбавки к цене
на мощность, такие как: надбавки к цене на мощность на поддержку ВИЭ,
на строительство ТЭС на основе мусоросжигания, на выравнивание тарифов на электроэнергию для потребителей Дальнего Востока.  Отдельную долю внерыночных надбавок составляют платежи за мощность по договорам
о предоставлении мощности (ДПМ), в цену которых включаются инвестиции на строительство и модернизацию объектов генерации (ДПМ возникли
в результате того, что цена конкурентного сектора ОРЭМ приводит
к нерентабельности нового строительства и не покрывает затраты
на модернизацию оборудования).  

К 2020 году суммарный платёж в неконкурентном секторе ОРЭМ  составит порядка 600 млрд руб.. В ближайшие годы суммарная нагрузка только от межтерриториального и межотраслевого перекрёстного субсидирования через надбавку к цене мощности составит более 232 млрд руб. в год, включая оплату строительства неэффективных с точки зрения электроэнергетики объектов на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), мусоросжигательных заводов и межтерриториального субсидирования тарифов на электроэнергию. Таким образом, решая отдельные задачи, мы не достигаем основной цели – роста экономики страны.

Важно отметить, что необходимость снижения объемов перекрёстного субсидирования в электроэнергетике признается всеми федеральными органами исполнительной власти, представителями бизнеса и научного сообщества, вместе с тем, реальные управленческие шаги в данном направлении до сих пор не приняты.

Наш комитет неоднократно озвучивал и в письменном виде направлял в правительство свои предложения. Наиболее рациональным подходом является рост цен для населения по схеме «инфляция плюс»,
а для промышленности – «инфляция минус» или не выше инфляции.
На выравнивание сетевых тарифов между группами потребителей по такой схеме потребуется 12-15 лет. При этом рост тарифов для населения сверх инфляции ежегодно должен составлять около 6 %. Ускорить процесс и облегчить его для населения можно за счет применения механизмов адресной помощи населения (как в ЖКХ) и одновременного повышения эффективности работы сетевого комплекса.

Необходимо рационально решить вопрос о льготном технологическом присоединении. Установление платы за него существенно ниже экономически обоснованного уровня привело к безответственному отношению со стороны потребителей к заявкам на подключение:

подключенная мощность «льготной» группы потребителей, как правило, используется на 20 % и менее. Ограничение льготного технологического присоединения и введение платы за резервирование избыточных мощностей могло бы снизить нагрузку и на промышленных и
на так называемых прочих потребителей – сельскохозяйственных производителей, бюджетные организации.

Требует рассмотрения вопрос о справедливом распределении нагрузки по перекрестному субсидированию между потребителями всех уровней напряжения, распределительного и магистрального сетевого комплекса. Грамотная дифференциация тарифов позволит распределить нагрузку на всех потребителей, а не только на тех, кто сегодня находится на среднем и низком напряжении.

 

Механизмы снижения величины перекрестного субсидирования

Прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на 2018 год и плановый период 2019 и 2020 годов предусмотрена повышенная (на 2 % ежегодно) индексация тарифов на электроэнергию
для населения в сравнении с ежегодным темпом роста тарифов сетевых компаний для прочих потребителей. Но указанный уровень дифференциации не позволяет существенно снизить объём перекрёстного субсидирования
в электросетевом комплексе в ближайшие годы и также затягивает решение задачи ликвидации перекрёстного субсидирования на десятилетия.

По оценкам Минэнерго России, реальная величина перекрестного субсидирования в электроэнергетике оценивается на 2017 год в размере 368 млрд руб.

Для анализа причин этого роста необходимо рассмотреть некоторые цифры.

Так при темпах роста средних цен на электроэнергию для населения в 5 % (в 2014 - 2015 г. – 5,7 %, в 2015 - 2016 - 6,9 %, в 2016 - 2017 г. – 4,9 %) темпы роста цен для прочих потребителей неуклонно росли (в 2014 - 2015 г. – 6 %, в 2015 - 2016 - 7,7 %, в 2016-2017 г. – 10,5 %). При этом полезный отпуск электроэнергии населению за эти годы вырос на 7 %, а полезный отпуск электроэнергии прочим потребителям сократился на 5 %.

В процессе реформирования электроэнергетики в результате установления критериев отнесения к единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее – ЕНЭС), крупные промышленные потребители, присоединенные к объектам электросетевого хозяйства 220 кВ и выше, стали потребителями организации по управлению ЕНЭС (ПАО «ФСК ЕЭС»), при этом в тарифах на услуги по передаче электроэнергии по ЕНЭС перекрестное субсидирование отсутствует. Экономически необоснованная разница в стоимости услуг, оказываемых ТСО и организацией по управлению ЕНЭС, сформировавшаяся, в том числе вследствие распределения величины перекрестного субсидирования только на потребителей, присоединенных к ТСО, является объективной предпосылкой ухода потребителей на обслуживание к ПАО «ФСК ЕЭС».

По мнению Минэнерго России, к наиболее эффективным мероприятиям относятся: применение ставки перекрестного субсидирования для потребителей, подключенных на уровне ВН-I, и дополнительный рост тарифов на услуги по передаче электроэнергии сверх параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации.

При этом в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», экономический эффект от действия ставки перекрестного субсидирования ежегодно, начиная с 1 июля 2015 года, сокращается на 33 % и после 1 июля 2017 года применение данной ставки полностью закончено, за исключением двух регионов: Республики Бурятия и Забайкальского края, по которым действие ставки перекрестного субсидирования закончится 1 июля 2029 года. Кроме того, еще по двум субъектам Российской Федерации – Еврейской автономной области и Амурской области действия договоров передачи объектов ЕНЭС в аренду ТСО, без применения ставки перекрестного субсидирования, продлено
до 1 июля 2029 года.

Оптимизация расходов ТСО несущественно влияет на решение данной проблемы, поскольку ограничена величиной подконтрольных расходов и не сопоставима с размером перекрестного субсидирования.

Для снятия остроты описанной проблемы Минэнерго России предлагает произвести равномерное распределение величины перекрестного субсидирования на все категории потребителей (исключая население), дифференциацию тарифа на услуги ЕНЭС в зависимости от категории потребителей (ТСО и прочие потребители) и изменение условий оплаты услуг по передаче электроэнергии при прямом присоединении к ЕНЭС,
а именно для новых потребителей оплата по котловому тарифу, установленному в регионе, а для «старых» потребителей по тарифам, установленным для ПАО «ФСК ЕЭС», с учетом распределения перекрестного субсидирования.

Ассоциация НП «Сообщество потребителей энергии» рассматривает указанную инициативу Минэнерго России возвратом к механизму «последней мили» и считает, что ее реализация в настоящее время приведет
к еще большим потерям в ВВП и промышленном производстве. По существу вместо дальнейших шагов к сокращению перекрёстного субсидирования предпринимаются попытки к восстановлению его прежних объёмов.

В условиях устойчивого роста финансовых показателей компаний электросетевого комплекса и наличия у сетевых организаций ресурсов для повышения собственной эффективности увеличение финансовой нагрузки
за счёт роста перекрёстного субсидирования для энергоёмких потребителей является необоснованным и недопустимым с точки зрения последствий для экономического развития Российской Федерации.

Ассоциация НП «Сообщество потребителей энергии» считает,
что предлагаемые Минэнерго России меры по перераспределению объёмов перекрёстного субсидирования, формируемого в электросетевом комплексе, не только не позволят снизить негативное влияние перекрёстного субсидирования, но и могут привести к обратному эффекту, поскольку возврат «последней мили» вместе с растущими объёмами платежей
на оптовом рынке усилит стимулы для потребителей к сокращению электропотребления из сети и переходу на собственные источники энергоснабжения.

Разрастание объемов перекрёстного субсидирования и финансовой нагрузки на потребителей электрической энергии влечёт негативные последствия для всей централизованной энергосистемы и её участников, поскольку запускает циклический процесс: уход потребителей
на собственные энергоисточники ведёт к сокращению полезного отпуска
из сети, снижению уровня загрузки генерирующих мощностей,
а следовательно, к необходимости на следующем этапе снова наращивать цены и тарифы для оставшихся потребителей.

Необходимо отметить, что по данным приведенным Минэкономразвития России ПАО «Россети» и большинство МРСК
в 2016 году и в июне 2017 г. по результатам их деятельности получили существенную прибыль, и их финансовое состояние может быть признано удовлетворительным.

ФАС России (по данным совещания в Минэкономразвития России от 13.02.1017 г.) отмечает, что в годы, предшествующие отмене механизма «последней мили» в проблемных регионах устанавливались тарифы
на услуги по передаче, превышающие параметры Прогноза социально-экономического развития, а также, что в более половине регионов, в которых с 1 июля 2017 года отменяется «последняя миля» региональные органы регулирования отметили отсутствие выпадающих доходов.

По данным ФАС России среднее значение ставки перекрёстного субсидирования, учитываемой в тарифах на услуги по передаче электроэнергии на уровнях напряжения ВН, СН-1, СН-2 и НН составляет
59 коп./кВтч, что в 1,5 раза выше тарифов на услуги по передаче электрической энергии для потребителей, присоединённых к магистральной сети.

По мнению Ассоциации «Сообщество потребителей энергии»
для обеспечения дальнейшего промышленного роста, сохранения привлекательности услуг единой энергосистемы для потребителей и повышения конкурентоспособности экономики Российской Федерации необходимо реализовать следующие меры по минимизации влияния перекрёстного субсидирования в электроэнергетике на развитие отрасли и экономики страны в целом:

1.  Законодательно ограничить область применения перекрёстного субсидирования и ввести мораторий на появление новых, либо продление действующих видов перекрёстного субсидирования. В проекте Федерального закона «Об основах государственного регулирования цен (тарифов)» предусмотреть поэтапную ликвидацию межотраслевого, межтерриториального и отраслевого перекрестного субсидирования,
с установлением прямого запрета использования подобных механизмов при регулировании цен (тарифов).

2.  Разработать и внедрить методологию расчёта экономически обоснованных тарифов по группам потребителей по уровням напряжения
с целью выявления разницы между экономически обоснованными тарифами и применяемыми в настоящее время, а также методологию учёта объёмов перекрёстного субсидирования в электроэнергетике,  с учётом разницы между экономически обоснованными тарифами и фактически применяемыми, позволяющую предельно обоснованно и прозрачно рассчитать и учесть все виды перекрёстного субсидирования в отрасли. Целесообразно предусмотреть решение этой задачи в рамках разрабатываемого в настоящее время ФАС России законопроекта об основах государственного регулирования цен (тарифов).

3.  Опираясь на вышеуказанную методологию учёта объёмов перекрёстного субсидирования, обеспечить неукоснительное исполнение ранее принятых решений по сокращению объёмов перекрёстного субсидирования.

4.  Принять проекты нормативных правовых актов, направленных
на введение оплаты услуг по передаче электрической энергии
по максимальной мощности (максимальной резервируемой мощности) и вопроса о дифференциации тарифов на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС.

5.  Утвердить целевые ориентиры снижения размеров предельных объёмов перекрёстного субсидирования в электросетевом комплексе
по годам в разрезе субъектов Российской Федерации, с ежегодным темпом сокращения перекрёстного субсидирования в объёме не менее 15 %.
В качестве механизмов реализации этой задачи использовать:

сокращение темпов индексации тарифов на услуги по передаче электроэнергии для категории потребителей «прочие» за счёт повышение операционной и инвестиционной эффективности сетевых компаний и постепенного доведения тарифов для населения до экономически обоснованного уровня;

пересмотр понижающих коэффициентов для отдельных категорий потребителей (для населения, проживающего в городах и сельской местности, а также населения, проживающего в домах, оборудованных газовыми и электроплитами);

обязательное установление и применение экономически обоснованного уровня тарифов для сверхнормативных объёмов электропотребления
для населения и приравненных к нему групп потребителей в регионах
с наиболее высоким уровнем перекрёстного субсидирования и принятие графика внедрения таких тарифов во всех регионах Российской Федерации;

использование собственных средств ПАО «Россети» для компенсации «выпадающих доходов» от сокращения перекрёстного субсидирования;

исключение из котловой НВВ выручки сетевых организаций, функционирующих на основе использования объектов электросетевого хозяйства, имеющих одну или несколько общих с объектом по производству электрической энергии (мощности) систем собственных нужд, оперативного тока, релейной защиты и автоматики, снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов, связи для осуществления оперативных переговоров, сбора и передачи телеметрической информации
в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления,
а также объектов электросетевого хозяйства, которые учтены в составе объекта по производству электрической энергии (мощности) при обращении электрической энергии и мощности на оптовом рынке;

ужесточение критериев для доступа к льготному технологическому присоединению к электрической сети для энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт (по аналогии с льготами для 15 кВт);

использование средств, вырученных от продажи пакетов акций дочерних организаций ПАО «Россети».

5.  Утвердить целевые ориентиры снижения объёмов перекрёстного субсидирования в ценах и тарифах оптового рынка электрической энергии (мощности), в том числе разного вида надбавок к цене мощности,
с внесением, при необходимости, соответствующих изменений в нормативные правовые акты, устанавливающие предельные сроки действия существующих механизмов (надбавок к цене мощности и пр.).

По мнению Ассоциации «Совет производителей энергии» в целях повышения инвестиционной привлекательности в сфере производства электроэнергии (мощности) необходимо помимо разработки и внедрения методологии учёта объёмов перекрёстного субсидирования на оптовом рынке реализовать следующие меры по минимизации влияния перекрёстного субсидирования на оптовом рынке:

1. Ввести мораторий на расширение перечня особых субъектов РФ, имеющих РД на оптовом рынке электроэнергии (не допустить роста объемов РД). Не переносить закрепленные сроки постепенной либерализации РД для особых субъектов – с 2023 года; 

2. Не вводить на оптовом рынке электроэнергии и мощности новые виды внерыночных надбавок к цене на мощность;

3. Финансирование государственно важных проектов (оплачиваемых
в настоящее время через оптовый рынок за счет надбавок к цене
на мощность) осуществлять за счет бюджетных средств;

4. Разработать меры по выравниванию ценовых условий функционирования оптовой и распределенной генерации (как вариант, рассмотреть сбор надбавок ОРЭМ через сетевой тариф);

5. Развивать на оптовом рынке электроэнергии и мощности механизм свободных двусторонних договоров.

По оценкам ПАО «Россети» уход крупных потребителей от ТСО
к ПАО «ФСК ЕЭС» или строительство ими собственной генерации ведет
к перераспределению перекрестного субсидирования между оставшимися потребителями ТСО (малый и средний бизнес, ЖКХ, бюджетные учреждения) и дальнейшему росту сетевой составляющей в ценах
на электроэнергию. По этим причинам процесс строительства собственной генерации крупными предприятиями идет опережающими темпами.
Так, установленная мощность в 2012 -2016 годах выроста с 10,5 ГВт
до 11,17 ГВт (5,5 %) еще быстрее росла выработка электроэнергии на этих объектах генерации с 52056 млн. кВт/ч до 59577 млн. кВт/ч (14,44 %). За этот период уход крупных потребителей на обслуживание к ФСК ЕЭС (тариф
на услуги по передаче по ЕНЭС в 3-4 раза ниже котловых тарифов и
не включает в себя величину перекрестного субсидирования) вырос
с 11,801 ГВт в 2015 г., до (прогноз) 17, 784 ГВт в 2018 г. (50,6 %),
что привело к снижению полезного отпуска электроэнергии ТСО в 5 %.
В результате если тариф для населения был существенно ниже экономически обоснованного, а для потребителей, подключенных к сетям
ПАО «ФСК ЕЭС» – на уровне экономически обоснованного, то для потребителей, присоединенных к сетям ТСО, он был существенно выше экономически обоснованного

Для решения задачи, поставленной в Стратегии развития электросетевого комплекса в части снижения перекрестного субсидирования до 50 млрд руб., необходим ежегодный рост тарифов на электроэнергию
для населения в размере 13,9 %, что очевидно невозможно по социальным причинам. Удержание же роста тарифов на электроэнергию для населения
(в соответствии с параметрами прогноза социально-экономического развития Российской Федерации) на уровне 5 % повлечет увеличение величины перекрестного субсидирования к 2022 году до вышеуказанной суммы
в 417 млрд руб..

По мнению ПАО «Россети», указанный рост не может быть компенсирован через единый (котловой) тариф на услуги по передаче электроэнергии вследствие установленных Постановлением Правительства Российской Федерации от 31.07.2014 г. № 750 ограничений на предельную величину перекрестного субсидирования, поэтому в тарифах на услуги
по передаче на 2017 год в регионах присутствия ПАО «Россети» учтено перекрестного субсидирования порядка 170 млрд руб. (по всем субъектам 200,6 млрд руб.), тогда как фактическая его сумма – 207,5 млрд руб. по ДЗО ПАО «Россети» (37,64 млрд руб. ввиду ограничения роста сетевых тарифов отражается на снижении инвестиционных программ и расходов сетей).
До настоящего времени не принят график снижения перекрестного субсидирования, порядок расчета, учета и  и распределения, учета перекрестного субсидирования в единых (котловых) тарифах, отсутствует методика расчета экономически обоснованных тарифов на услуги
по передаче электроэнергии между потребителями, не разработаны меры
по снижению перекрестного субсидирования, не введена дифференциация тарифа ПАО «ФСК ЕЭС».

По мнению Национального исследовательского университета «Высшая школа экономики» даже при существующей системе формирования цен
на электроэнергию возможен уход от перекрестного субсидирования, связанного с фиксированными тарифами на электроэнергию для населения. При этом при определении прогнозной динамики сокращения перекрестного субсидирования необходимо выполнение следующих условий:

опережающие темпы роста тарифов для населения;

темп роста тарифов для населения не должен оказывать существенного давления на инфляционный рост;

рост цен для прочих потребителей в целом за прогнозный период –
не более чем в 1.4 раза или до 4.2 руб./кВтч от уровня 2016 г. (с дальнейшим существенным замедлением темпов роста);

компенсация совокупных необходимых обоснованных издержек отрасли (рост выручки по электроэнергетике суммарно по всем группам потребителей должен соответствовать увеличению соответствующих затрат).

В частности экспертами НИУ ВШЭ предлагается прогноз розничных цен на электроэнергию для населения, прочих потребителей и объемов перекрестного субсидирования, сформированный с учетом следующих сценариев:

ежегодный прирост электропотребления населением – 1.5 %, прочими потребителями – 0.5 %;

ежегодный прирост цен (тарифов на электроэнергию для населения – 6 %, для прочих потребителей – 3 % (сценарий индексации – «инфляция минус»);

ежегодная индексация расчетного экономически обоснованного тарифа на электроэнергию для населения на 3 %.

При заданных сценариях расчетов до 2025 года будет наблюдаться сближение уровней цен на электроэнергию для населения и прочих потребителей, начиная с 2025 года тарифы для населения превысят уровни розничных цен для прочих потребителей; к 2028 году объем перекрестного субсидирования сократится до 234 млрд руб. В дальнейшем механизм перекрестного субсидирования должен быть полностью исключен, средний уровень тарифов для населения должен покрывать реальные издержки
по производству, передаче и распределению электроэнергии населению.
По расчетам НИУ ВШЭ такой результат может быть достигнут в рамках таких мероприятий к 2036 г.

Участники «круглого стола» отмечают необходимость совершенствования методологии расчёта тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

В настоящее время различия в уровне надежности (категорийности) энергоснабжения  различных потребителей не находят своего отражения
в существующей системе тарифного регулирования.

В целях дальнейшего совершенствования системы тарифообразования на услуги по передаче электроэнергии целесообразно рассмотреть возможность дифференциации тарифов на услуги по передаче электроэнергии в зависимости от уровня надежности оказываемых услуг,
а также сократить количество уровней напряжения, по которым дифференцируются сетевые тарифы, с четырех (ВН, СН1, СН2, НН) до двух.

 

Конкуренция на рынках электрической энергии и мощности

Повышение эффективности отрасли, совершенствование системы отношений между участниками рынков электроэнергетики в значительной степени зависит от уровня конкуренции в рыночном секторе и от уровня развития квазиконкурентных механизмов и методологий в регулируемом секторе.

За прошедший период были реализованы следующие меры
по развитию конкуренции:

разделение по видам деятельности (отделение конкурентных видов деятельности (производство и сбыт электроэнергии) от естественно-монопольных (ОДУ и передача электроэнергии);

создание, пусть и не полноценной, но полноформатной сферы оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ): внедрены механизмы работы рынка и привлечения инвестиций – рынок на сутки вперед (РСВ), балансирующий рынок (БР), конкурентный отбор мощности (КОМ), договоры о предоставлении  мощности (ДПМ);

определены механизмы регулирования монопольных видов деятельности;

утвержден порядок расчета цен для потребителей гарантирующих поставщиков (ГП).

Однако не был решен целый ряд системных проблем, что фактически сводит на нет все вышеперечисленные достижения из-за отсутствия конкурентных отношений в энергосбытовой деятельности.

К перечисленным проблемам можно с полным правом отнести следующие:

отсутствие свободы выбора и возможности смены потребителем сбытовой компании;

замораживание перехода к системе долгосрочных двухсторонних договоров, которые на первом этапе признавались основой конкурентного энергосбытового сектора электроэнергетики;

недоработки в системе учета потребления энергоресурсов, и, в связи с этим, наличие значительных разногласий по коммерческому учету между сетевыми и энергосбытовыми компаниями;

низкая платежная дисциплина потребителей и между участниками розничных и оптового рынков и сетевыми компаниями.

Развитие конкуренции на розничных рынках электрической энергии возможно только при достаточном насыщении их электроэнергией и
ее доступности.

Для развития действительно конкурентных отношений на розничных рынках необходимо наполнить их в первую очередь предложением генерации, поставляющей электроэнергию в распределительные сети,
а не только электроэнергией с оптового рынка.

Для этого необходим открытый доступ на розничные рынки
для малой распределенной генерации.

Ситуация, которую сложилась сегодня, когда, с одной стороны, объемы распределённой генерации растут, хотя, с другой стороны,
это не учитывается «большой энергетикой», что противоречит мировым тенденциям развития отрасли, где смена централизованной парадигмы
на распределенную идет достаточно активно.

Российская Федерация должна учитывать тенденцию развития отрасли в указанном направлении.

Подлинно рыночной можно считать только такую конфигурацию розничного рынка электроэнергии, когда в каждом регионе он будет выступать в качестве торговой площадки для всех производителей энергоресурсов, включая оптовый рынок, а также все виды распределенной генерации и ВИЭ, с реальным правом для потребителей выбирать для себя вариант энергообеспечения. Что касается ТЭЦ, нужно обеспечить
им возможность продавать часть электроэнергии, выработанной
в кондиционном или теплофикационном режиме, и не востребованной
на оптовом рынке, напрямую потребителям.

Это позволит возникнуть механизмам нормальной конкуренции между централизованной и децентрализованной энергетикой, и, соответственно, даст правильные сигналы для развития этих секторов и отрасли электроэнергетики в целом. Однако, в настоящее время конкуренцию между оптовой и распределенной генерацией нельзя назвать нормальной и добросовестной. Наблюдаемый сегодня рост распределенной генерации обусловлен отнюдь не причинами ее эффективности (технологической и ценовой), оптовая генерация искусственно поставлена в неконкурентные условия с неэффективной (400гут/кВтч) и дорогой распределённой генерацией – так, нерегулируемая одноставочная цена ОРЭМ (с учетом всех имеющихся надбавок к цене на мощность) составляет 2,33 руб. за кВтч, тогда как одноставочная цена ТЭС составляет 1,52 руб. за кВтч, имеющаяся разница и составляет квази эффективность распределенной генерации.

Для этого также необходимо развитие конкурентных отношений
в сбыте электроэнергии. Современным мировым тенденциям соответствовала бы либерализация этого рынка, включающая в себя расширение состава участников, снижение зонального монопольного положения гарантирующих поставщиков, в том числе, создание конкуренции между ними, конкуренцию за потребителя в целом, договорные условия
по ценам и качеству обслуживания и возможность быстрой смены энергосбытовой компании.

Минэнерго России в настоящее время прорабатывает пакет нормативно-правовых документов, направленных на значительное изменение розничного рынка электроэнергии.

Суть изменений – полная либерализация розничного рынка, включающая в себя расширение состава участников, снижение монопольного влияния гарантирующих поставщиков, конкуренцию за потребителя, договорные условия по ценам и качеству обслуживания и быструю смену энергосбытовой компании.

Основными механизмами решения поставленной цели должны стать:

обеспечение возможности упрощенного выхода на оптовый рынок розничных потребителей электрической энергии, минуя энергосбытовые компании;

участие потребителей и энергосбытовых компаний на оптовом рынке по упрощенной схеме по единой группе точек поставки (ГТП), зарегистрированной за гарантирующим поставщиком (единая ГТП).
При этом коммерческий потребитель, изъявивший желание участвовать
на оптовом рынке самостоятельно или по упрощенной схеме по единой ГТП, должен выполнить только два условия:

заключить отдельный договор с сетевой компанией на услуги
по передаче электроэнергии;

точки поставки такого потребителя должны быть оснащены приборами учета, позволяющими измерять почасовое потребление электроэнергии
с возможностью удаленного доступа снятия показаний приборов.

Такая конструкция розничного рынка, по мнению Министерства энергетики Российской Федерации, позволит на первом этапе обеспечить:

возможность прямых отношений для всех потребителей
с поставщиками на оптовом рынке при минимальных затратах потребителей (прямые поставки, прямые платежи);

упрощение процедуры смены поставщика по розничным и оптовому рынкам, конкуренция за потребителя;

снижение доли гарантирующего поставщика;

давление на цены оптового рынка за счет увеличения числа участников и прямых отношений производитель – потребитель;

создание стимулов к развитию долгосрочных договоров.

В дальнейшем на втором этапе предполагается дальнейшее расширение механизмов заключения договоров между участниками оптового и розничных рынков, как стандартных, так и с индивидуальными условиями (рынок сертификатов), а также усиление вовлеченности производителей
в процесс заключения двухсторонних договоров, в том числе изменение принципов функционирования гарантирующих поставщиков (закупочные торги и аукционы).

По мнению Минэнерго России, уже сегодня, в современных условиях на розничном рынке электроэнергии необходимо и возможно использовать различные варианты.

Кроме упрощенного выхода на оптовый рынок потребителей и энергосбытовых компаний, необходимо задействовать еще два механизма.

Первый – это так называемые «сертификаты от производителей и ЭСК». Суть данного механизма заключается в том, что производители
на ОРЭМ выпускают сертификаты на электроэнергию (мощность), реализуют их через ЭСК или напрямую потребителю, который закрывает ими любой объем электроэнергии (мощности) в своем потреблении,
а остальное покупает у гарантирующего поставщика. При этом
в сертификате учитываются все обязательные платежи ОРЭМ (надбавки к цене мощности, резервирование, розница узловых цен, небалансы).

Второй механизм, который предлагается для внедрения – это закупочные торги для гарантирующих поставщиков, которые проводятся инфраструктурой, участие производителей в торгах добровольное,
с ценовыми заявками, что делает гарантирующего поставщика не активным игроком. При этом цена на покупки электроэнергии (мощности) включается в цену трансляции для розничных потребителей.

Такая возможность позволит существенно повысить роль конечного потребителя электроэнергии в этом процессе, так как именно за ним будет окончательный выбор.

При этом все три направления хороши для разных потребителей и
в то же время могут сочетаться и реализовываться вместе.

По мнению НП «Гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний», для обеспечения формирования индивидуальных предложений для потребителей необходимы механизмы хеджирования цены на ОРЭМ – свободные двухсторонние договоры (далее – СДД) и финансовые контракты.

По-видимому, развитие института двусторонних договоров должно быть первым этапом перехода к конкурентной модели - перед реализацией остальных мероприятий.

Кроме того, при расширении сектора СДД потребителям можно дать возможность «частичного» участия на ОРЭМ в объемах СДД,
с приобретением остатков на розничных рынках у гарантирующих поставщиков.

Для того, чтобы стимулировать заключение СДД на ОРЭМ, в модели возможно предусмотреть следующее:

1.  Распределение неплатежей ОРЭМ только (или в большей степени) на объемы поставки мощности сверх СДД;

2.  Отказ от «сделок в обеспечение» СДД и упрощение механизма оплаты разницы узловых цен – например, путем оплаты стандартизированной разницы узловых цен между различными «хабами» - территориями, на которых разброс узловых цен является несущественным
в силу отсутствия системных ограничений.

3.  Право потребителей заключать договоры с производителями
на ОРЭМ через гарантирующего поставщика: фактически, трансляция цены договора;

4.  Введение различных цен на покупку и продажу мощности
по договорам конкурентного отбора мощности (далее – КОМ) на объемы,
не закрытые поставкой по СДД). Например, цена мощности для покупателей определяется как «равновесная цена КОМ, индексированная на индекс потребительских цен плюс 2 процента», а цена мощности для поставщиков – как «равновесная цена КОМ, индексированная на индекс потребительских цен за минусом 2 процентов». Профицит распределяется пропорционально объемам СДД.

Необходимо предусмотреть механизм, гарантирующий полную оплату всех обязательств уходящего потребителя перед гарантирующим поставщиком. В частности, можно обязать независимую энергосбытовую компанию компенсировать задолженность уходящего к ней потребителя перед его гарантирующим поставщиком, если таковая возникнет после определения окончательного размера обязательств на дату расторжения договора.

Необходимо предусмотреть механизм компенсации недополученной величины необходимой валовой выручки гарантирующих поставщиков
при уходе потребителя в течение периода регулирования:

в первую очередь, позволить гарантирующим поставщикам самостоятельно прогнозировать объемы потребления на расчетный период регулирования (с прогнозом того, какие объемы потребления уйдут
на оптовый рынок к независимым энергосбытовым компаниям в расчетном периоде регулирования);

выделить инфраструктурную часть сбытовой надбавки гарантирующего поставщика, которая будет являться инфраструктурным платежом всех потребителей в зоне деятельности гарантирующего поставщика за возможность в любой момент заключить договор на куплю-продажу с гарантирующим поставщиком;

возможно также предусмотреть единоразовую компенсацию при уходе потребителя от гарантирующего поставщика (часть которой гарантирующий поставщик обязан будет ему вернуть в случае его возвращения в течение того же периода регулирования).

Действительно конкурентный рынок электроэнергии может возникнуть при наличии существенных объемов предложения электроэнергии
на розничных рынках. Именно так формировался в ходе реформы электроэнергетики ОРЭМ, путем введения нормы об обязательной поставке всей электроэнергии с мощностей свыше 25 МВт (предполагавшейся вначале как временная мера). В результате насыщения оптового рынка предложением электрической энергии цены на ОРЭМ растут относительно медленно.
Более того на ОРЭМ ввиду излишков электроэнергии, а равно в целях недопущения дефицита мощности на горизонте 6 лет,  введена процедура конкурcного отбора мощности, в соответствии с которой неэффективная генерация может быть ограничена или лишена права поставки электроэнергии и на оптовый рынок.

Также развитию розничных рынков и конкуренции на них будет способствовать снятие запрета продажи электроэнергии сетевыми компаниями с ограничением доли рынка, а также на создание электросетевыми компаниями собственной малой генерации для замены протяженных и малонагруженных линий электропередачи и компенсации пиковых нагрузок. Такая генерация также может наполнить розничные рынки дополнительной мощностью.

Это было бы и определенным решением по созданию новых точек поставки для независимых сбытовых компаний, без которых предлагаемая Правительством Российской Федерации новая конструкция для независимых сбытов представляется труднореализуемой.

 

Недостаточная эффективность работы сетевого комплекса.

Сегодня сетевой комплекс находится в достаточно сложном состоянии и нуждается в существенном повышении эффективности работы,
в том числе, через совершенствование нормативной базы. Проведение приватизации электросетевого комплекса, относящегося к естественно – монопольным видам деятельности, было неоднозначным решением, принятым в ходе реформы электроэнергетики. Последствия этого решения существенное увеличение сетевой составляющей в цене на электроэнергию из-за перекрестного субсидирования, разрастание количества собственников, не всегда ответственных, рост количества бесхозных сетей, потерь электроэнергии, неэффективное использования инвестиций и общее снижение управляемости и эффективности функционирования сложнейшей системы.

Для преодоления вышеуказанных проблем требуется решение следующих задач:

1.  Консолидация сетевого комплекса, наведение порядка
с электросетевыми активами территориальных сетевых организаций (ТСО), региональных и муниципальных органов власти. Консолидацию сетевого комплекса и наведение порядка следует проводить так, чтобы это
не помешало развитию рыночной инфраструктуры в части повышения доступности услуг электроснабжения, обеспечения свободного перетока электрической энергии, снятия сетевых ограничений и так далее, а расходы на консолидацию не включались в тариф и не вели к росту перекрёстного субсидирования.

2.  Наведение порядка в тарифообразовании, повышение прозрачности и обоснованности тарифов.

Первый шаг – переход к долгосрочному тарифному регулированию уже сделан с принятием соответствующего закона (Федеральный закон
от 2 августа 2019 г. № 300-ФЗ). Вводятся механизмы эталонного тарифообразования. Принятие закона об интеллектуальных системах учета электроэнергии, цифровизация сетевого комплекса и полное введение таких подходов должно позволить добиться 25-30 % снижения затрат, что должно привести к сокращению перекрёстного субсидирования.

 

Высокая степень изношенности основных фондов и модернизация тепловой генерации

Одним из сдерживающих факторов является высокая степень износа основного генерирующего и сетевого оборудования. Снижение потребления электроэнергии на фоне спада промышленного производства в 1990-х годах, а также нерегулярный и неполный характер расчетов за предоставленную электроэнергию способствовали систематическому дефициту собственных средств, выделяемых на обновление основных фондов электроэнергетики.
В результате много лет сектор электроэнергетики не получал достаточного объема инвестиций, что на текущий момент привело к критическому износу оборудования.

Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, около 46 % установленных мощностей в России были введены до 1980 года, то есть имеют возраст более 36 лет. При этом свыше 90 ГВт мощности паро-турбинного оборудования выработали парковый ресурс,
а до 2025 года нормативный ресурс выработают еще 30 ГВт мощности тепловых электростанций.

Несмотря на программы ДПМ для традиционных и возобновляемых источников энергии, доля вновь введенного энергетического оборудования
в России за последние годы остается достаточно низкой (около 30 ГВт). Дефицит инвестиций в обновление основных производственных фондов,
а также в их реконструкцию и модернизацию может привести к техническим ограничениям и снизить надежность энергоснабжения потребителей.

Итоги первых отборов по программе модернизации тепловой генерации подтверждают целесообразность конкурентного отбора модернизированных мощностей (КОММод).

Прошедший отбор проектов КОММод на 2022-2024 годы наглядно продемонстрировал, насколько отрасль нуждается в инвестициях и обновлении устаревших источников тепловой генерации, а также подчеркнул стратегическую важность программы модернизации.

По результатам отбора проектов отмечается недостаточная глубина модернизации, ввиду того, что участники в основном заявляли минимально необходимые для участия в конкурсе работы, направленные, прежде всего, на продление паркового ресурса. Были отобраны проекты с минимально допустимым объемом обязательных мероприятий, что в итоге привело
к снижению суммарного размера капитальных затрат по итогам отбора относительно предельных максимальных значений. При таком подходе происходит продление срока эксплуатации (гарантированно на 16 лет) практически без повышения КПД и, соответственно, без снижения удельного расхода топлива на производство электроэнергии, без существенного повышения надежности и безопасности работы оборудования, что приведет после окончания продленного срока эксплуатации указанного оборудования практически к повторению ситуации, но уже в более худших условиях, необходимости вывода большого количества оборудования из эксплуатации и строительства новых генерирующих мощностей взамен выбывающих.

 

В связи с этим целесообразно изменение условий КОМ и КОМмод, направленных на решение двух задач:

продление паркового ресурса (100 ГВт) с неглубокой модернизацией, заменой оборудования, ограничивающего парковый ресурс по наработке или техническому состоянию. Это возможно сделать в Правилах отбора конкурентного отбора мощности (КОМ) с увеличением стоимости таких проектов до 1,35 и расширением обязательного объема работ, в том числе,
с требованием замены систем управления, включая цифровизацию указанных систем.

глубокую модернизацию оборудования с полной заменой основных блоков и модулей, включая использования парогазового цикла,
с требованиям улучшения показателей, соответствующих лучшим мировым образцам с учетом возможностей отечественного машиностроения и локализации импортных образцов и достижением КПД не ниже 43-46 % для объектов, работающих с использованием паросилового цикла, и
не ниже 53-56 % - для объектов с использованием парогазового цикла в зависимости от устанавливаемой мощности оборудования.

 

Неплатежи за поставленную электроэнергию

Значительным сдерживающим фактором, влияющим на развитие отрасли в целом, является проблема неплатежей.

По данным Ассоциации «НП Совет рынка», задолженность потребителей оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ)
на сентябрь 2019 года 75,727 млрд руб.. На розничном рынке электроэнергии (РРЭ) подведены итоги августа: суммарный объём долга в рознице составил 274,3 млрд руб., увеличившись за месяц на 2,5 млрд руб.; с начала года задолженность выросла на 29,7 млрд руб., что на 2,9 млрд руб. больше,
чем за аналогичный период прошлого года. Показатель расчётов в августе составил 98,8 % (+0,1 % к августу 2018 года), по итогам восьми месяцев – 98,4 % (+0,1 %).

Если на оптовом рынке электроэнергии есть ряд законодательных мер, которые позволяют воздействовать на неплательщика (однако эти меры
не работают применительно к должникам ГП – Северного Кавказа),
то на розничном рынке такой механизм практически отсутствует. Фактически отключить электроэнергию населению и приравненной к нему группе потребителей не представляется возможным из-за особого статуса предоставляемой услуги – ее высокой социальной значимости.

 

Вынужденная генерация

Сокращение доли выработки тепловой энергии на ТЭЦ приводит
к тому, что наиболее экономичные и надежные теплоисточники в массовом порядке становятся неэффективными на рынке электроэнергии, где они сначала получают статус генераторов, работающих в вынужденном режиме, а впоследствии выводятся из эксплуатации.

Мощности, работающие в режиме вынужденной генерации, оплачиваются по существенно более высокой цене, чем рыночная,
что приводит к росту расходов потребителей. Так, в соответствии с данными, представленными в разделе «Структура электроэнергетической отрасли»,
в 2016 году средняя цена мощности, работающей в режиме вынужденной генерации, превысила цену мощности, отобранной в рамках КОМ, на 135 %
в первой ценовой зоне и на 63 % - во второй.

Вместе с тем, после внесения изменений в Основы ценообразования
в части порядка формирования цены вынужденной генерации наблюдается устойчивая тенденция к снижению числа вынужденных генераторов.

 


 

В связи с вышеизложенным участники «круглого стола» рекомендуют:

 

Правительству Российской Федерации:

1. Провести анализ влияния перекрёстного субсидирования на развитие электроэнергетики и экономики страны в целом и подготовить предложения и мероприятия по ее ограничению и снижению, в том числе:

1.1. Разработать и внедрить единую методику расчёта перекрёстного субсидирования в электроэнергетике, позволяющую обоснованно и прозрачно посчитать / учесть все ее виды и размеры.

1.2. Утвердить целевые показатели снижения предельных объёмов перекрёстного субсидирования с ежегодным темпом сокращения перекрёстного субсидирования не менее 15 % в ценах и тарифах оптового рынка электрической энергии (мощности) с внесением, при необходимости, соответствующих изменений в нормативные правовые акты, устанавливающие предельные сроки действия существующих механизмов (надбавок к цене мощности и пр.). В качестве механизмов реализации этой задачи использовать:

установление темпов роста тарифов для населения и приравненным к нему категориям потребителей в пределах «инфляция плюс», одновременно предусмотрев темпы роста цен на электроэнергию для прочих потребителей в размере «инфляция минус»;

исключение из котловой НВВ выручки сетевых организаций, функционирующих на основе использования объектов электросетевого хозяйства, имеющих одну или несколько общих с объектом по производству электрической энергии (мощности) систем собственных нужд, оперативного тока, релейной защиты и автоматики, снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов, связи для осуществления оперативных переговоров, сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления, а также объектов электросетевого хозяйства, которые учтены в составе объекта по производству электрической энергии (мощности) при обращении электрической энергии и мощности на оптовом рынке;

изменение критериев для доступа к льготному технологическому присоединению к электрической сети для энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более чем 150 кВт с повышением экономической ответственности потребителей за объем заявленной мощности;

установление стоимости подключения категории потребителей население максимальной мощностью не более чем 15 кВт в размере экономически обоснованного размера, но не выше 5 тыс руб.

1.3. Ввести мораторий на расширение перечня особых субъектов РФ, имеющих РД на оптовом рынке электроэнергии (не допустить роста объемов РД). Не переносить закрепленные сроки постепенной либерализации РД для особых субъектов – с 2023 года.

1.4. Не вводить на оптовом рынке электроэнергии и мощности новые виды внерыночных надбавок к цене на мощность.

1.5. Финансирование государственно важных проектов (оплачиваемых в настоящее время через оптовый рынок за счет надбавок к цене
на мощность) осуществлять за счет бюджетных средств иных целевых источников.

1.6. Разработать и утвердить нормативный правовой акт Правительства Российской Федерации, предусматривающий единовременный пересмотр котловых тарифов на услуги по передаче электрической энергии с доведением предельного размера перекрёстного субсидирования
в субъектах Российской Федерации.

1.7. Обеспечить справедливое распределение перекрёстного субсидирования на всех потребителей магистрального и распределительного электросетевого комплекса, ввести дифференциацию тарифа ПАО «ФСК ЕЭС» для «прямых» потребителей с учетом ставки перекрестного субсидирования и для ТСО с учетом снижения платежа пропорционально оплаченным «прямыми» потребителями объемам перекрестного субсидирования.

1.8. Утвердить методические указания по расчёту тарифов на услуги по передаче электроэнергии для потребителей, за исключением населения, и определить в них порядок расчета экономически обоснованных тарифов, а также «котловых» тарифов с учётом ставки перекрестного субсидирования.

1.9. Разработать и утвердить нормативный правовой акт Правительства Российской Федерации, предусматривающий информирования потребителей о включении в его платеж за электрическую энергию информации и видах и доля перекрестного субсидирования, в котором участвует указанный потребитель.

7. Разработать и утвердить нормативный правовой акт Правительства Российской Федерации, по совершенствованию и изменению экономической модели ценообразования электрической энергии с целью снижения дифференциации ее стоимости для различных уровней напряжения, включая сети ПАО «ФСК ЕЭС», и, соответственно, более справедливого распределения затрат по содержанию сетевого комплекса между всеми потребителями.

3. Разработать механизм установления скидки (льготы) на цену электроэнергии до 30 % для отдельных категорий населения в зависимости от дохода и состава семьи.

4. Для субъектов Российской Федерации, в которых субсидируется более 50 % экономически обоснованной величины тарифа на передачу электроэнергии для населения, предусмотреть дополнительное повышение предельных уровней тарифов на электроэнергию для населения с учетом
в индексах изменения платы граждан за коммунальные услуги или бюджетное субсидирование.

5. Развивать на оптовом рынке электроэнергии и мощности механизм применения свободных двусторонних договоров.

6. Внести изменения в Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии, предусмотрев в них:

создание межрегиональных (региональных) торговых площадок для всех производителей энергоресурсов, включая оптовый рынок, а также все видов распределенной генерации, ВИЭ, с реальным правом для потребителей выбирать для себя вариант энергообеспечения;

открытый доступ на розничные рынки для малой распределенной генерации;

возможность для ТЭЦ продажи напрямую потребителям части электрической энергии в зависимости от времени работы в конденсационном или теплофикационном режиме и не востребованной на оптовом рынке;

развитие конкурентных отношений в сбыте электроэнергии, в том числе снижение монопольного положения гарантирующих поставщиков через создание конкуренции между ними, предусмотрев для потребителя возможность выбора договорных условий по ценам и качеству обслуживания и возможность быстрой смены энергосбытовой компании.

7. Предусмотреть расширение ценового коридора конкурентного отбора мощности (КОМ), в рамках которого конкурируют генерирующие компании, за счет применения повышающего коэффициента до 1,35
к предельным максимальным значениям капитальных затрат всех мероприятий, при отборе проектов модернизации с целью продления ресурса (без существенного изменения мощности и КПД) с одновременным расширением объема обязательных мероприятий, включая замену систем управления.

8. Предусмотреть на конкурентном отборе модернизированных мощностей (КОММод) введение порогового значения КПД для разного уровня устанавливаемой мощности на уровне не ниже 43-46 % для объектов, работающих с использованием паросилового цикла, и не ниже 53-56 %
для объектов с использованием парогазового цикла, ниже которого
не рассматривать проекты модернизации.

 

 Председатель Комитета                                                             П.Н. Завальный

           

   
   

Исп.: Фадеев А.В., тел.: (495) 692-26-12

   
   


 

 

 

Написать об этом в Вконтакте Написать об этом в Facebook Написать об этом в Twitter Написать об этом в LiveJournal
Наверх