«Промышленность получит дополнительную нагрузку и стимулы для ухода из общей сети, а выигрыш сетевой организации будет сиюминутным», — так в сообществе потребителей энергии оценивают идею ввести плату за резерв мощности. Тема обсуждается много лет, но в этом году масла в огонь подлил ввод ПГУ в 495 МВт на «Нижнекамскнефтехиме». Предприятие не будет платить за содержание неиспользуемых сетей, соответствующие расходы накладываются на оставшихся потребителей. Президент РТ Рустам Минниханов, по нашим данным, написал письмо в минэнерго РФ, и теперь Татарстан может стать пилотным регионом, где энергетики будут получать хоть шерсти клок у промышленников, ушедших на свою генерацию. Подробности — в материале «БИЗНЕС Online».
Президент Татарстана Рустам Минниханов обратился в министерство энергетики России с просьбой обязать потребителей с собственной генерацией оплачивать расходы сетевых организаций на содержание сетей
«РТ может стать пилотным регионом»: Минниханов попросил Москву за энергетиков
Как стало известно «БИЗНЕС Online», президент Татарстана Рустам Минниханов обратился в министерство энергетики России с просьбой обязать потребителей с собственной генерацией оплачивать расходы сетевых организаций на содержание сетей. По нашей информации, глава ведомства Николай Шульгинов поддержал начинание, но предложил другой механизм — плату за резерв максимальной мощности для предприятий с собственной генерацией. Ведомство предложило республике стать пилотным регионом, где введут эту плату.
Факт обращения Минниханова и ответного письма подтвердили в пресс-службе минпромторга РТ. В минэнерго заявили, что механизм оплаты целесообразно распространить на все субъекты РФ. «Однако, если правительство примет решение о реализации проекта в пилотном режиме, РТ может стать пилотным регионом», — подтвердили в пресс-службе министерства.
С чем связано обращение республиканских властей? Даже если предприятие переходит на свои источники электроснабжения, Сетевая компания все равно обязана содержать закрепленные за ним объекты электросетевого хозяйства (подстанции, ЛЭП). Вдруг случится авария или свои установки встанут на ремонт? Но эти предприятия ничего не платят сетевикам. «По сути, электрические сети содержатся для данного потребителя безвозмездно. При этом указанные объекты считаются как условные единицы, затраты на содержание которых включаются в необходимую валовую выручку сетевой организации. Значит, все потребители региона оплачивают содержание данных объектов для такого производителя», — говорил зампредседателя госкомитета РТ по тарифам Дмитрий Сапожников на заседании коллегии ведомства в октябре.
Остается неизвестным, каким образом будет рассчитываться плата, если ее введут. В разное время предлагалось установить ее на уровне 60% от тарифной ставки на содержание сети, затем показатели снижались до 30%, 20% и 15%. В госкомитете пояснили, что расчет будет производиться согласно новому нормативному правовому акту правительства РФ. Собеседники газеты полагают, что Татарстан предложит федеральному центру свою модель решения проблемы. «В настоящее время указанный вопрос прорабатывается совместно с заинтересованными сторонами», — отметили в минпромторге РТ.
Почему Фардиев и Хазиев против перехода на свою генерацию
«В этом году у этой сомнительной инициативы своеобразный юбилей — 10 лет бесплодных обсуждений», — прокомментировал корреспонденту «БИЗНЕС Online» новость замдиректора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко. Что побудило вернуться к этому вопросу сейчас? Триггером стали проекты СИБУРа на «Казаньоргсинтезе» и «Нижнекамскнефтехиме», затеянные еще при ТАИФе. В этом году в республике ввели крупнейший проект по распределенной генерации — ПГУ в 495 МВт на НКНХ. Это привело к снижению объема услуг по передаче электроэнергии АО «Сетевая компания». «Снижение ожидаемого объема услуг по передаче электроэнергии на 2022 год по ПАО „Нижнекамскнефтехим“ с учетом ввода ПГУ составило порядка 46 процентов к показателю 2021 года», — рассказали нам в минпромторге РТ. Ориентировочно в 2024 году запустится ПГУ-250 МВт на КОСе, что тоже скажется на выручке Сетевой компании Ильшата Фардиева.
Тренд на «энергонезависимость» приводит к тому, что на оставшихся потребителей перекладывается финансовая нагрузка по оплате всех обязательных платежей на оптовом рынке электрической энергии и мощности, отметили в минэнерго РФ. Уход с рынка 1 ГВт приводит к росту цен для оставшихся оптовых потребителей до 1,5%, сообщалось в письме «Интер РАО» и «Россетей» в адрес премьер-министра РФ Михаила Мишустина в 2020 году.
Прямой зависимости от ухода потребителей с оптового рынка для населения нет. Но опосредованно и жители РТ могут столкнуться с ростом тарифов. «Раскручивая спираль „тарифы – затраты производителей – цена конечной продукции“, мы получаем, что рост тарифов для бизнеса сказывается на инфляции, что в конечном счете влияет на величину индексации тарифов для населения уже в следующих периодах», — рассказал «БИЗНЕС Online» аналитик ФГ «Финам» Александр Ковалев.
Против энергопроектов ТАИФа всегда выступал гендиректор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев. «Модернизируй, пожалуйста, внедряй новые технологии. Но не надо это делать за счет других потребителей! В данном случае это приводит ко всем потребителям, в том числе и к нам, повышенные нагрузки. Мы этого не приветствуем», — говорил он в интервью «БИЗНЕС Online» в 2018 году. Такие проекты невыгодны еще и тем, что сокращаются платежи в общий «котел» опта. Оттуда, напомним, «Татэнерго» получает возврат инвестиций за ДПМ (договор о предоставлении мощности), поэтому генкомпании заинтересованы в существовании и развитии этого рынка.
«Если этот процесс не останавливать, то фонд просто развалится и не будет массового обновления, как это было при ДПМ-1 и предусматривается при ДПМ-2», — говорил Хазиев.
«Снижение ожидаемого объема услуг по передаче электроэнергии на 2022 год по ПАО «Нижнекамскнефтехим» с учетом ввода ПГУ составило порядка 46 процентов к показателю 2021 года»
«Если резерва нет, то за что предлагается платить?»
«Главным антилоббистом будет СИБУР», — говорит один из наших собеседников, рассуждая о том, как инициативу примут в Татарстане. В пресс-службе холдинга не ответили на наш запрос. Подробную позицию промышленников изложили в сообществе потребителей (лобби энергоемких предприятий, включая «Роснефть», СИБУР, «Русал», НЛМК).
По словам замдиректора ассоциации Дзюбенко, все дело в том, что в начале нулевых в стране начали строить слишком много сетей — с запасом под будущий бурный рост строительства жилья и промышленности. Нужно на что-то содержать эти избыточные мощности, поэтому Россети на различных площадках начали высказывать предложения о введении наряду с тарифом дополнительного платежа для потребителей за так называемый «резерв» сетевой мощности. Под резервом сетевики понимают разницу между максимальной присоединенной мощностью и фактической мощностью, которую забирает потребитель. Концепция этой инициативы содержит целый ряд искажений принципов работы электросетевого комплекса, поделился наш собеседник.
Начнем с технической части. Дзюбенко утверждает, что неиспользуемый резерв мощности существует только на бумаге, в реальности сети им не обеспечены. Мощность, которая подключается по техприсоединению, — это максимум, учитывающий вероятность сложения всех нагрузок, которые могут возникать у потребителя согласно проектному решению. Как правило, проектировщики перестраховываются. Нормативы проектирования остались с советских времен, они рассчитаны исходя из того, что одновременно могут включиться все лампочки и электроприборы в жилом доме или все станки на предприятиях. «Но этой мощности в сети нет, да она и не нужна — сеть строится исходя из высокой вероятности сложения нагрузок: кто-то включил чайник, кто-то нет. Торговый центр в течение дня работает, уличное освещение только вечером, когда ТЦ закрыт. Для этого нет необходимости содержать два трансформатора, отдельно для ТЦ, отдельно для уличного освещения. Рационально и достаточно построить один трансформатор, который одновременно будет обеспечивать энергоснабжение путем сложения нагрузок и ТЦ днем, и уличного освещения ночью», — приводит он пример.
Возможное маловероятное и кратковременное наложение нагрузок легко выдерживается за счет перегрузочной способности трансформаторов, кольцевой топологии сети и других технических возможностей. Другими словами, реальная мощность сети существенно меньше суммы максимальных мощностей всех потребителей. «Возникает вопрос — если обособленного сетевого „резерва“ для каждого потребителя нет и быть не должно, то за что предлагается платить?» — недоумевает эксперт.
В сообществе не понимают, откуда регуляторы берут расчеты для установления платежа за «резерв» в размере 60% и 15% от тарифной ставки на содержание сети
«Стремление к тарифной справедливости не подтверждается»
Противники платежей за резерв указывают и на экономические «искажения» проекта. В сообществе не понимают, откуда регуляторы берут расчеты для установления платежа за «резерв» в размере 60% и 15% от тарифной ставки на содержание сети. «Мы просили посчитать реальные расходы на содержание резервных мощностей. Ответа нет. Мы посчитали сами на своих объектах и выяснили, что объем расходов на содержание ЭСХ с учетом инвестиций составляет не более 6–9 процентов от объема ставки на содержание, установленной тарифным регулятором, — добавил Дзюбенко. — Мы понимаем, что эти затраты могут быть в какой-то мере обоснованы. Остальное в тарифе никакого отношения к обсуждаемым затратам не имеет — это иные расходы, включая инвестиции, содержание аппарата управления, спонсирование выставок и конференций, футбольных клубов (Россети — официальный партнер ФК ЦСКА — прим. ред.) и прочего. Они к нам отношения не имеют».
Штрафующий характер платежа, полагает замдиректора ассоциации, призван заставить потребителей отказаться от присоединения, от мощностей, построенных в том числе полностью за их счет. До 2011 года предприятия полным рублем платили за техприсоединение. Позже появились льготы и инвестсоставляющую перенесли из разового платежа за техприсоединение в текущий платеж за передачу электроэнергии. «То есть эти мощности под угрозой штрафа предлагают изъять даром в пользу сетей для повторной перепродажи. Для этого предлагается потребителям по всей стране доплатить сетям порядка 300 миллиардов рублей в год. Это почти треть годовой выручки Россетей», — указал Дзюбенко.
Для повышения ответственности новых потребителей за завышение объемов присоединяемой сетевой мощности и усиления ответственности сетей за оптимальную загрузку своих объектов есть другой путь. Можно внести изменение в типовой договор между потребителем и сетевой организацией, предусматривающее, что потребитель принимает на себя обязательства по компенсации фактически понесенных расходов сетевой организации, а также фактических расходов на содержание мощностей в случае, если он не выполняет график набора нагрузки. При этом стоит пересмотреть действующие нормы проектирования, а также усилить ответственность сетей за загрузку новых мощностей — не по бумажной загрузке питающего центра договорными обязательствами потребителей, а по фактической загрузке объекта спустя год-два, когда присоединенные потребители должны выйти на проектные уровни электропотребления.
Плата за резерв, по задумке властей, предполагает, что тарифная нагрузка перераспределится с тех, у кого мощности загружены под завязку, на тех, у кого они недозагружены. В действительности этого не будет, убежден эксперт. Во-первых, желающих на свободные мощности практически нет. Во-вторых, место, освободившееся в тарифе в результате переноса его части в отдельную плату за «резерв», займут так называемые выпадающие доходы сетевых организаций за прошлые годы. Таковы тарифные правила. «Другими словами, стремление к тарифной справедливости не подтверждается на практике и является лишь отвлечением внимания от подлинной цели проекта — пополнения выручки сетевых монополий», — считает собеседник.
«На мой взгляд, чтобы пойти на „пилоты“ в рамках текущей концепции и редакции проекта оплаты „резерва“, основанной на абсолютно ошибочных представлениях о работе энергосистемы, надо очень сильно не любить свой регион. Потому что промышленность получит дополнительную нагрузку и стимулы для ухода из общей сети, а выигрыш сетевой организации будет сиюминутным», — резюмировал он.
Установленная мощность энергосистемы Татарстана составляет 8 588 мегаватт. На распределенную генерацию приходится 835 МВт, или почти 10%
Почему потребители бегут с оптового рынка?
Установленная мощность энергосистемы Татарстана составляет 8 588 мегаватт. На распределенную генерацию приходится 835 МВт, или почти 10%. Хотя только в начале 2021 года этот показатель составлял всего 4%. С 2012 года было введено в эксплуатацию порядка 15 энергоустановок распределенной генерации, отметили в минпромторге РТ. Помимо НКНХ свои мощности (гораздо более скромные) есть у резидентов ОЭЗ «Алабуга», АО «Аммоний», «Нижнекамсктехуглерода» и т. д.
Собственные мощности промышленных предприятий в последние годы показывают стабильный прирост, подтвердил аналитик ФК «Финам». Выработка электроэнергии с них с 2017 года растет в среднем на 3% в год и по итогам 2022-го может достигнуть 70 млрд кВт*ч (67,7 млрд кВт*ч в 2021 году). Совокупная мощность так называемой малой генерации в РФ, по оценкам компании, составляет 16–16,5 ГВт, добавил Ковалев.
Причины наращивания производителями своих мощностей прозаичны. Себестоимость производства собственной электроэнергии для предприятий в общем случае может быть в 1,5–2 раза дешевле тарифов за счет экономии на различного рода рыночных (нормы прибыли сбытовых, сетевых и генерирующих компаний) и нерыночных надбавках. К последним относят плату за мощность новых тепловых энергоблоков, АЭС, ВИЭ, станций в Крыму и Калининграде по механизму ДПМ, а также надбавки на снижение тарифов на Дальнем Востоке. В 2021 году в общем платеже за мощность объем этих надбавок составил около 15%, а к 2026-му достигнет 27,6%, писал «Коммерсантъ». Промышленность также дополнительно платит более 240 млрд рублей за сдерживание тарифов для населения.
Рост цен на электроэнергию для промышленности ускорится. В 2023 году цена ресурсов на оптовом рынке, по прогнозу совета рынка, вырастет на 8,6% из-за стагнации спроса и подорожания газа. Эксперты предупреждают, что на практике цены будут расти еще быстрее, поскольку в резерв могут вывести 15 ГВт ТЭС на эффективных иностранных газовых турбинах. В итоге энергоцены обгонят прогнозную инфляцию. Так что потребители бегут с оптового рынка не от хорошей жизни.
«Главным антилоббистом будет СИБУР», — говорит один из наших собеседников, рассуждая о том, как инициативу примут в Татарстане
Пустят ли СИБУР в розницу?
Потребляя весь объем собственной выработки, предприятие становится субъектом розничного рынка. При этом по правилам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) вся генерация свыше 25 МВт должна быть в принудительном порядке выведена на опт. Для этого правила есть ограничения. Например, если в качестве топлива используется не природный газ, а отходы производства. ПГУ НКНХ и КОСа, напомним, будут работать на их собственном синтетическом газе.
Хазиев отмечал, что синтетический газ нельзя в полной мере назвать отходами. «Я думаю, что ТАИФ делает попытку ухода от рынка, используя свой синтетический газ. Он, во-первых, имеет иную цену, нежели другие отходы. Во-вторых, у ТАИФа есть масса возможностей применить его на рынке. „Татэнерго“, например, с удовольствием могло бы купить этот газ и использовать в котельных Казани, тем самым удешевив тарифы для потребителей города, в том числе по теплу», — объяснял он.
Еще одно немаловажное условие — чтобы генератор и производство были неразрывно связаны. Это можно доказать в том числе путем полного отключения от внешней сети, что невозможно для таких стратегических предприятий, как КОС и НКНХ. По нашим данным, совет рынка как раз сейчас принимает решение, давать ли «индульгенцию» энергопроектам СИБУРа.
Внимание!
Комментирование временно доступно только для зарегистрированных пользователей.
Подробнее
Комментарии 15
Редакция оставляет за собой право отказать в публикации вашего комментария.
Правила модерирования.