Новости

04.10.2017

Александр Новак: Кому удастся изменить конфигурацию хранения и передачи электроэнергии, станет лидером в области электроэнергетики

В ходе дискуссий, посвящённых электроэнергетике, которые пройдут в рамках Международного форума по энергоэффективности и развитию энергетики «Российская энергетическая неделя», в числе прочих будут рассматриваться вопросы, касающиеся внедрения новых технологий в этой области, а именно технологий производства, хранения и накопления энергии.

— Как известно, на данный момент еще не разработаны такие технологии, которые позволили бы нам хранить большие объёмы энергии, — говорит министр энергетики России Александр Новак. — Есть, конечно, современные технологии, касающиеся гидроаккумулирующих станций, и другие механические технологии, тем не менее, что касается более современных технологий, которые могли бы накапливать большие объемы энергии и оперативно использовать эту энергию для покрытия пиковых нагрузок, либо дефицита энергии, пока нет. Хотя наука движется в этом направлении, и идут дискуссии, в том числе по срокам разработки соответствующих технологий. Мы считаем, что тот, кто изобретет такие технологии, будет доминировать и станет лидером в области электроэнергетики, поскольку сможет полностью изменить конфигурацию передачи электроэнергии, ее хранения, обеспечения потребителей электроэнергией.

Министр заметил, что также в рамках тематических дискуссий по электроэнергетике будут обсуждаться острые для нашей страны вопросы, как, например, перспективы дальнейшего развития оптового рынка электроэнергии, вывод неэффективных мощностей, внедрение механизмов стимулирования модернизации энергооборудования, возможности кооперации с другими странами по производству нового оборудования.

Источник: ЭПР


01.10.2017

Набсовет «Совета рынка» принял изменения в ДОП, связанные с проведением КОМ НГО

Наблюдательный совет Ассоциации «НП Совет рынка» на заседании 20 сентября принял изменения в Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности (ДОП), связанные с подтверждением соответствия генерирующего оборудования, строительство которого осуществлено по результатам конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО), говорится в материалах «Совета рынка».

В частности, в регламент аттестации генерирующего оборудования внесены изменения в части приведения перечня технических параметров, подлежащих проверке при аттестации новых генерирующих объектов, отобранных по результатам КОМ НГО, в соответствие перечню, установленному распоряжением Правительства РФ от 24.07.2017 и Правилами оптового рынка. Также внесены изменения в части установления порядка проверки выполнения данных требований.

Кроме того, в регламент проведения КОМ НГО в 2017 году внесены изменения технического характера в части уточнения типа генерирующего объекта, подлежащего строительству по результатам отбора, который указывается в регистрационной информации участника.

Изменения вступают в силу 1 октября 2017 года.

Источник: BigpowerNews


01.10.2017

Набсовет «Совета рынка» принял изменения в ДОП, связанные с мониторингом деятельности энергосбытов

Наблюдательный совет Ассоциации «НП Совет рынка» на заседании 20 сентября принял изменения в Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности (ДОП), связанные с мониторингом энергосбытовой деятельности гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний, говорится в материалах регулятора.

Как пояснили в «Совете рынка», изменения подготовлены по результатам мониторинга энергосбытов за 6 месяцев текущего года, а также с учетом предложений участников, и касаются корректировки методологии алгоритма расчета индикаторов энергосбытовой деятельности К1, К2 и К6.

Изменения вступают в силу 1 октября 2017 года, а в части изменения расчета индикаторов энергосбытовой деятельности К1, К2 приняты с ограниченным сроком действия – до 30 ноября 2017 года – в связи с необходимостью установления в ДОП порядка верификации реструктурированной и мораторной задолженности.

Источник: BigpowerNews


01.10.2017

«Совет рынка» ожидает к 2023 г рост доли нерыночной части в конечной цене на мощность до 70%, — газета

Попытка создать в России энергорынок, предпринятая при реформе РАО ЕЭС, может завершиться провалом. Новые нерыночные механизмы — надбавки для новой генерации и компенсации проблемным регионам — к 2023 году будут формировать уже до 70% цены на мощность для потребителей. Дополнительная нагрузка на потребителей может вырасти почти до 1 трлн руб. в год. На этом фоне все новые регионы просят вывести их с энергорынка и вернуть тарифы. В отрасли говорят, что ситуация с надбавками уже похожа на финансовую пирамиду, и в какой–то момент на очередные льготы у рынка не хватит средств.

МОСКВА, 29 сентября (BigpowerNews) — По данным «Совета рынка» (регулятор энергорынков), доля нерыночных механизмов в конечной цене на мощность для потребителей к 2023 году достигнет уже 70%, то есть до 30% сократится доля платежей за мощность, отбираемую на конкурентном отборе (КОМ). По данным «Коммерсанта», эти данные регулятор сообщал на заседании отраслевой комиссии РСПП 26 сентября.

Сейчас пропорция уже составляет 65% на 35%, уверяют в «Сообществе потребителей энергии», а к 2023 году нагрузка на потребителей может увеличиться с текущих 675 млрд. рублей в год до 990 млрд. рублей, пишет газета. В РСПП изданию сообщили, что планируют предложить правительству варианты решения проблемы.

Первым нерыночным механизмом стали, по сути, еще обязательные инвестпрограммы генерирующих компаний: владельцы ТЭС, строившие новые блоки, получили договоры на поставку мощности (ДПМ), по которым начали получать повышенные выплаты за мощность для окупаемости инвестиций. Затем в программу ДПМ были включены и новые АЭС и ГЭС.

Новый рост нагрузки «Совет рынка» объясняет появлением «квазирыночных» механизмов, предполагающих особое ценообразование и конкуренцию только за попадание в эту схему финансирования — ДПМ для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и мусоросжигающих ТЭС (МТЭС).

Но в основном цену на мощность повышают надбавки к цене для субсидирования конкретных проектов, отмечает «Коммерсант». Федор Корначев из Райффайзенбанка, слова которого приводит газета, допнагрузки объясняет завершением строек по «старым» ДПМ: «Цена мощности после конца инвестпрограмм должна пойти вниз, но у государства есть соблазн использовать этот ресурс на новые стимулы». До 2016 года потребители даже выигрывали от ввода ДПМ: эффект от более медленного роста цен на рынке на сутки вперед (РСВ, основная площадка по торговле электроэнергией) в условиях профицита перекрывал рост платы по ДПМ, считает Наталья Порохова из АКРА. Но после ввода дорогой мощности АЭС в 2016–2017 годах он стал отрицательным, отмечает газета.

По данным «Коммерсанта», «Совет рынка» прогнозирует, что в структуре нерыночных механизмов к 2023 году будет доминировать ДПМ АЭС (21,5% в нерыночной цене), ТЭС (20,6%), ВИЭ (17,1%), ГЭС (3,8%), МТЭС (2,4%). Еще 2,9% даст надбавка к цене для строительства ТЭС в Калининградской области, 1,2% — для строек ТЭС в Крыму, 0,3% придется на «КОМ новой генерации» под закрытие локальных дефицитов. В 2023 году в число механизмов уже не войдет надбавка для выравнивания тарифов на Дальнем Востоке (срок истекает 31 декабря 2019 года), уточнили в «Совете рынка».

Рост тарифов и введение спецнадбавок стимулируют регионы просить о выводе их с оптового рынка обратно на тариф, но и это в свою очередь приводит к росту цен в других регионах. С 1 сентября ФАС уже на 25% снизила энерготарифы для промышленности Бурятии, распределив эту нагрузку на ценовые зоны оптового рынка. В перечень таких «льготников» уже вошли регионы Северного Кавказа и Тува. На совещании в РСПП говорилось, что заявки на получение аналогичных льгот в «Совет рынка» и Минэнерго уже подали Калмыкия, Карелия, Хакасия, Республика Алтай, Забайкальский и Ставропольский края. В «Совете рынка» говорят, что расширение льготных территорий без уменьшения допнагрузок на рынок перенесет часть платежей на потребителей других регионов, поэтому регулятор против этого, но вопрос в компетенции правительства.

«Как только таких регионов в ценовой зоне рынка будет более 20% от потребления — эксперимент с рынком можно закрывать,— считает глава Фонда энергетического развития Сергей Пикин.— Причины этого в том, что нет единой политики по развитию рыночных отношений в энергетике, сплошное ручное управление». Ситуация «отчасти отражает сокращение бюджетных расходов и невозможность поддерживать социальные проекты за счет бюджета», отмечает госпожа Порохова. По ее оценке, цены выше среднероссийских из–за высокой доли неэффективной (вынужденной) генерации сформировались только в Забайкалье, в Хакасии и на Алтае они ниже средних. Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что ситуация на рынке мощности идет «по классическому сценарию финансовой пирамиды из льгот, надбавок и перекрестного субсидирования», а база для их финансирования сокращается, пишет «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews


01.10.2017

«Совет рынка» предлагает скорректировать модель ОРЭМ для минимизации использования на нем нерыночных механизмов

«Совет рынка» прогнозирует рост доли мощности в цене оптового рынка с одновременным увеличением в цене мощности нерыночной составляющей. Это ведет к искажению рыночных сигналов и к серьезным финансовым последствиям для потребителей электроэнергии. Чтобы переломить этот тренд регулятор предлагает внести в модель ОРЭМ изменения, сводящие к минимуму возможности включения нерыночных механизмов.

По оценке «Совета рынка», которая была представлена на заседании комиссии по электроэнергетике РСПП 26 сентября, из-за действующих на энергорынке нескольких видов перекрестного субсидирования рост нерыночной части в ценах на мощность к 2023 г может достичь 70%. В «Сообществе потребителей энергии» уверены, что этот показатель составляет 65% уже сейчас.

При этом по словам председателя правления «Совета рынка» Максима Быстрова, если в 2014 году доля мощности в совокупной цене оптового рынка составляла 30%, в 2017 году – около 45%, то к 2023 году она вырастет до 50%.

«Таким образом, стоимость мощности является основным «драйвером» роста цены оптового рынка», — заявил Быстров 28 сентября в рамках XV конференции «Новая Россия. Новая энергетика», отметив, что «стоимость «обычной» мощности, отобранной на КОМ «старой» генерации и генерации, работающей в вынужденных режимах, почти не меняется. Основной вклад в рост стоимости мощности вносят платежи за развитие новых секторов и территорий».

«Вплоть до настоящего времени прирост стоимости мощности обеспечивался почти исключительно ДПМ и ДПМ АЭС. С 2017 года стало заметным влияние надбавок на строительство генерации в Крыму, развитие ВИЭ, приведение тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке в соответствие с базовым уровнем», — говорит Быстров.

Вклад тепловых ДПМ в прирост стоимости мощности достигнет пика в 2020 году, после чего начнет постепенно сокращаться, прогнозирует «Совет рынка». По оценкам регулятора, на место «драйверов роста» стоимости мощности выйдут иные надбавки, в первую очередь, на развитие генерации на ВИЭ, а также на переработку ТБО и развитие генерации в Крыму и Калининграде.

В абсолютных цифрах, поскольку вклад ДПМ и ДПМ АЭС значительно превышает прочие составляющие вместе взятые, «Совет рынка» ожидает снижения стоимости мощности после 2021 года.

Регулятор прогнозирует, что «традиционная» энергетика – тепловая, атомная и гидрогенерация – к 2023 году будет занимать порядка 75−77% в структуре платежа за мощность, обеспечивая при этом более 95% выработки электроэнергии. «Такие сектора как ВИЭ или переработка ТБО, хоть и не будут оказывать заметного воздействия на объемы выработки электроэнергии, будут оказывать весьма существенное влияние на стоимость мощности и, соответственно, конечную цену на электроэнергию», — говорит Быстров.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что нагрузка на потребителей к 2023 году с текущих 675 млрд. рублей в год увеличится до 990 млрд. рублей.

«Таким образом, — отмечает глава «Совет рынка», — можно констатировать, что нерыночные надбавки на стоимость мощности искажают рыночные сигналы и являются серьезным финансовым обременением для потребителей электроэнергии». «Но в рамках энергосистемы страны объемы генерирующих мощностей, вводимые с помощью этих надбавок, не имеют существенного значения, хотя на локальном уровне могут играть заметную роль. Конечно, желательно свести влияние этих механизмов на цены к минимуму», — заявил предправления «Совет рынка».

Усугубляет ситуацию увеличение числа регионов, в которых реализация всей электроэнергии и мощности осуществляется по тарифам, только, говорится в материалах РСПП. С сентября 2017 года к таким территориям отнесена Бурятия. В перечень зон с особым функционированием оптового рынка уже включены Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия, Тыва, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкессия и Чечня. В перспективе к таким регионам могут добавиться Калмыкия, Карелия, Хакасия, Алтай, Забайкальский и Ставропольский края.

Уход потребителей в регулируемый сектор с оплатой по тарифу увеличивает нагрузку на оставшихся. «Только с начала 2017 года рост удельной стоимости на мощность на оптовом рынке относительно аналогичного периода 2016 года составил порядка 20 %», — отмечают в РСПП.

В качестве одного из вариантов решения Быстров называет корректировку модели рынков электроэнергии и мощности, сводящую к минимуму возможности включения нерыночных механизмов. К такому результату может привести, по его мнению, например, «переход к децентрализованной модели, основанной преимущественно на двусторонних договорных отношениях между поставщиком и потребителем, при соответствующем снижении значения общесистемных платежей и сборов».

По словам Максима Быстрова, возможны и другие компромиссные подходы, например, введение количественных ограничений, квот на применение нерыночных надбавок, что позволит в какой-то мере ограничить их влияние на рыночные цены.

В качестве еще одного варианта, дополняющего предыдущий, глава регулятора называет «более широкое применение конкурентных механизмов в случаях, если введение надбавок все же признано необходимым».

«В этом направлении в рамках своих возможностей «Совет рынка» движется в части развития ВИЭ – использование конкурентных отборов проектов ДПМ ВИЭ, учитывающих стоимость реализации проектов и, соответственно, их влияние на стоимость мощности», — поясняет Максим Быстров.

По итогам заседания комиссии РСПП 26 сентября ее председатель Григорий Березкин предложил подготовить письмо в правительство РФ с описанием сложившейся ситуации на энергорынке электроэнергии и с предложениями по решению проблем избыточного субсидирования.

В частности, в РСПП предлагают внести изменения в законодательство, закрепив величину субсидирования в отрасли с графиком ее поэтапного снижения. Также предлагается перераспределять субсидирование в пределах зафиксированного объема при введении субсидирования для новых потребителей или увеличения субсидирования для уже существующих; ограничить объемы физического энергопотребления, на которые может быть распространено субсидирование.

Проект письма еще будет согласовываться в комиссии.

Ситуация «отчасти отражает сокращение бюджетных расходов и невозможность поддерживать социальные проекты за счет бюджета», отмечает Наталья Порохова из АКРА в интервью «Коммерсанту». По ее оценке, цены выше среднероссийских из–за высокой доли неэффективной (вынужденной) генерации сформировались только в Забайкалье, в Хакасии и на Алтае они ниже средних. Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что ситуация на рынке мощности идет «по классическому сценарию финансовой пирамиды из льгот, надбавок и перекрестного субсидирования», а база для их финансирования сокращается, пишет «Коммерсант».

Источник: BigpowerNews


01.10.2017

Доходность ДПМ отвязывают от ставок ОФЗ

Минэкономики предлагает изменить схему расчета доходности для новых энергоблоков, построенных по договорам поставки мощности (ДПМ, гарантируют возврат инвестиций из повышенных платежей энергорынка). В формуле расчёта цены мощности по таким инвестконтрактам используется доходность ОФЗ. Сейчас доходность для ДПМ рассчитывают по формуле Минэкономики, основанной на выборке определённых ОФЗ (срок до погашения 7–11 лет, ликвидность и т. д.). Сложность также в том, что методика, по сути, аналогична отменённому в январе 2016 года приказу ФСФР о порядке расчета ликвидности ценных бумаг. «Невозможно контролировать правильность ни самого расчёта, ни исходных данных», – говорит источник на рынке. В январе глава Минэкономики Максим Орешкин предложил упростить расчёт доходности ДПМ, введя в него кривую бескупонной доходности (КБД) – уже готовый инструмент, рассчитываемый Московской биржей.

Наталья Порохова из АКРА отмечает, что методика Минэкономики при низкой ликвидности ОФЗ (упала в 2015–2016 годах) приводила к завышению доходов генкомпаний: из-за особенностей выборки итоговая ставка оказалась выше рыночной. Так, средняя доходность всех гособлигаций со сроком погашения 7–11 лет в 2016 году составила 8,9%, а утвержденная для ДПМ – 9,97%. «Это объясняется учётом ликвидности бумаг, а в случае несоответствия применяется формула», – говорит эксперт. Как замечает источник, знакомый с ситуацией, еще в январе глава Минэкономики отмечал, что в расчёте доходности ОФЗ на 2017 и 2018 годы есть бумаги с переменным купоном, выпущенные для поддержки банковской системы в кризис, что искусственно увеличивает доходность. «Предлагалось эти «токсичные» бумаги из расчёта доходности ДПМ на 2017 год исключить и перейти на расчёт доходности по КБД», – уточняет другой собеседник на энергорынке.

В июле Минэкономики разместило на regulation.gov.ru проект приказа о новом расчёте доходности ДПМ. После завершения обсуждения документ был направлен на согласование в ФАС (по имеющейся информации, ФАС представила замечания, но в самой службе не ответили на запрос). При этом целый ряд источников утверждает, что Минэкономики на прошлой неделе заморозило работу над проектом, в то же время один из собеседников , знакомых с ситуацией, уверяет: работа над замечаниями ФАС в Минэкономики всё же продолжается. В министерстве ситуацию не комментировали, в Минэнерго не ответили на вопросы.

В НП «Совет рынка» сообщили, что в целом поддерживают новый порядок расчёта доходности по КБД – он «прозрачный и достаточно простой в реализации (в том числе в части взаимодействия с источником первичной информации – биржей)». Возможный экономический эффект для энергорынка регулятор не комментирует, отмечая, что вероятна ситуация, когда в одни годы доходность, определяемая по-новому, превышала бы старую, а в другие годы – наоборот.

Крупные потребители поддерживают переход на КБД. По оценке директора «Сообщества потребителей энергии» Василия Киселёва, если методику КБД не примут на 2018 год, то из-за бумаг с переменным купоном потребители дополнительно заплатят по ДПМ 20–25 млрд рублей. «Очень странно, что инициатива главы Минэкономики, повышающая прозрачность и корректность расчёта доходности, прошедшая публичное обсуждение и согласования, вдруг утонула в недрах его же министерства», – отмечает он. Но эта оценка может быть завышена. По расчёту Натальи Пороховой, если бы методика с КБД применялась в 2017 году, то генераторы получили бы на 5 млрд рублей меньше. Её прогноз по ставкам облигаций 2017 года – 7,6%, тогда доходность ДПМ в 2018 году составит 13,1%. В 2018 году платёж по тепловым ДПМ может снизиться на 10 млрд рублей, считает эксперт, «но это эффект не столько перехода на КБД, а общего падения инфляции и ставок».

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


01.10.2017

Потребители электроэнергии просят МЭР инициировать изменения в оплате мусорных ТЭС

Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» попросила Минэкономразвития (МЭР) инициировать изменение механизма оплаты мощности мусоросжигательных электростанций (МТЭС), чтобы в нём не было субсидирования одних регионов страны другими.

Соответствующее письмо директор ассоциации Василий Киселёв направил главе МЭР Максиму Орешкину. В документе отмечается, что организация деятельности по обращению твёрдых коммунальных отходов относится к компетенции регионов, и содержится просьба инициировать изменения в законодательство, чтобы убрать перекрёстное субсидирование утилизации этих отходов либо компенсировать регионам выпадающие доходы.

В июне компании, входящие в «РТ-Инвест» («дочка» «Ростеха»), выиграли специальный конкурс на строительство четырёх МТЭС в Подмосковье и одной в Татарстане. Капзатраты на строительство мусорных ТЭС оцениваются в 150 млрд рублей с НДС. Окупаться проекты будут за счёт надбавки к цене на мощность электростанций для потребителей европейской части РФ и Урала (исключая население).

Суммарная ежегодная стоимость такой надбавки оценивается примерно в 20 млрд рублей, применяться она будет в течение 15 лет. В итоге, как отмечается в письме, в части регионов потребители, среди которых и финансируемые из региональных и муниципальных бюджетов организации, должны софинансировать исполнение полномочий Московской области и Татарстана по обращению с отходами.

Кроме того, сейчас обсуждается возможность строительства на тех же условиях ещё семи мусоросжигательных электростанций – в Московской области и Краснодарском и Ставропольском краях. Ассоциация опасается, что при этом произойдет увеличение нагрузки на потребителей в 2,5 раза – до 50−55 млрд рублей в год.

Межтерриториальное перекрёстное субсидирование обращения отходов в Московской области и Татарстане дискриминирует другие регионы РФ, «необоснованно изымает их бюджетные ресурсы как напрямую, через повышенные платежи за электроэнергию для финансируемых из регионального бюджета предприятий и организаций, так и опосредованно, через сокращение налогооблагаемой базы функционирующих на их территории предприятий и организаций», говорится в письме.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


01.10.2017

ФАС намерена продлить особый режим тарифного регулирования в Крыму до 2020 года

Федеральная антимонопольная служба (ФАС) опубликовала проект изменений в федеральный конституционный закон о принятии Крыма в состав РФ (№ 6-ФКЗ). Проект поправок, замещённый на федеральном портале проектов нормативных актов, предусматривает продление спецрежима тарифного регулирования с учётом региональных особенностей с 1 января 2018 года до 1 января 2020 года в сферах теплоснабжения, водоснабжения, водоотведения и обращения с твердыми коммунальными отходами.

Это уже второе продление срока действия особенностей тарифного регулирования на коммунальные услуги после вхождения Крыма в состав РФ. В декабре 2016 года действие указанной нормы уже было продлено на год, первоначально предполагалось, что она будет действовать до 1 января 2017 года. Как заявляла в конце прошлого года председатель Госкомитета по ценам и тарифам Республики Крым Нина Зотович, цель продления спецрежима тарифного регулирования – недопущение резкого повышения стоимости коммунальных тарифов для населения, реализация в полной мере комплекса мероприятий по утверждению схем теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения, проведению технического обследования объектов водопроводно-канализационного хозяйства, а также регистрации прав собственности на объекты теплоснабжения, водопроводно-канализационного хозяйства.

«Продление особенностей применения законодательства в ряде отраслей коммунального хозяйства и тарифного регулирования на коммунальные услуги позволит успешно завершить процесс интеграции республики в российское правовое поле», – заявляла в конце 2016 года Нина Зотович.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


01.10.2017

Нерыночный энергорынок

Потребители призывают власти определить «правила игры» при формировании финансовой нагрузки на энергорынок. После решения правительства о сдерживании цен на электроэнергию в Бурятии за счёт сбора дополнительных средств с участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) «порочная» практика может быть распространена и на другие регионы, опасаются в «Российском союзе промышленников и предпринимателей» (РСПП). Эксперты отрасли расходятся во мнении, какие именно виды финансовой нагрузки на ОРЭМ можно считать «нерыночными», но солидарны, что сохранение тенденции финансирования проектов в других секторах за счёт ОРЭМ чревато негативными последствиями для энергетики.

26 сентября вопрос о «нерыночных обвесах» энергорынка обсуждался на Комиссии РСПП по электроэнергетике. Поводом для дискуссии стала наметившаяся тенденция к возвращению регулирования в энергетическом секторе, в частности, последнее решение правительства России о субсидировании тарифов в Республике Бурятия, сообщили в РСПП.

Регионы-льготники продолжают множиться

17 июля премьер Дмитрий Медведев подписал постановление, которое определяет особые условия функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии в Бурятии. Это позволит примерно на четверть снизить цены на электроэнергию в регионе, сообщал вице-премьер Аркадий Дворкович. При этом врио главы Бурятии Алексей Цыденов в конце июля заявил, что сложность с ценами на электроэнергию в регионе заключается в том, что сети принадлежат региональным собственникам, при этом их протяженность велика, в отличие от объёмов потребления, что приводит к существенной финансовой нагрузке на потребителей. Регион готов консолидировать и в дальнейшем продать сети, отметил Алексей Цыденов. Но пока за снижение цен на электричество для бурятских потребителей заплатят другие участники энергорынка.

– Правительством всё чаще принимаются решения о включении субъектов РФ в перечень территорий, на которых реализация всей электроэнергии и мощности осуществляется по тарифам в рамках регулируемых договоров (РД). К примеру, с 1 сентября к таким территориям отнесена Республика Бурятия. В перечень зон с особым функционированием оптового рынка уже включены Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия – Алания, Тыва, Чечня, Кабардино-Балкария и Карачаево-Черкессия. В перспективе к данным регионам могут добавиться Калмыкия, Карелия, Хакасия, Алтай, Забайкальский и Ставропольский края, – выражают обеспокоенность в РСПП.

Энергетический рынок переполнен искусственно созданными механизмами перекрёстного субсидирования: сдерживание тарифов на электроэнергию для населения, «последняя миля» и перераспределение необходимой валовой выручки (НВВ) между уровнями напряжения (группами потребителей). В РСПП считают, что сюда также следует отнести повышенную плату потребителей за мощность по фиксированному тарифу по долгосрочным договорам поставки мощности на оптовом рынке (ДПМ ТЭС, ДПМ АЭС/ГЭС). В последнее время резко обострился вопрос межтерриториального субсидирования (ДФО, строительство новых мощностей в Калининграде и Крыму), а также межотраслевое субсидирование (ДПМ ВИЭ, ДПМ ТБО), отмечают в сообществе предпринимателей.

Наличие многочисленных «обвесов» энергорынка приводит к тому, что рыночная составляющая в цене на мощность стремится к нулю. Так, по данным НП «Совет рынка», при сохранении текущих тенденций к 2023 году 70% цены на мощность будет за «нерыночной» составляющей. При этом доля мощности в оптовой цене на электроэнергию уже достигает 45% и продолжает расти, отметили в РСПП.

Как сообщили «Перетоку» в НП «Совет рынка», в 2017 году «нерыночная» нагрузка в ценах на мощность составляет 66,6%.

– Но необходимо понимать, что в 2017 году доля генерации, отобранной в рамках конкурентного отбора мощности (КОМ), и доля генерации, введённой по ДПМ, вносят приблизительно одинаковый вклад в формирование итоговой цены на мощность – 33,4% и 41,9% соответственно. Что касается остальных «нерыночных» надбавок, то на долю ДПМ ГЭС приходится 1,1% конечных цен, ДПМ АЭС – 17,4%, ВИЭ – 1,9%, Крым – 0,5%, ДФО – 3,8%, – сообщили в «Совете рынка». – Таким образом видно, что в настоящий момент именно ДПМ оказывают наибольшее влияние на «нерыночную» составляющую цены на мощность.

Впрочем, как отметил представитель регулятора, в ближайшие годы доля ДПМ будет ощутимо снижаться. По оценкам специалистов «Совета рынка», в 2023 году процентное соотношение «нерыночных» надбавок будет выглядеть так: КОМ НГО – 0,3%, Калининград – 2,9%, Крым – 1,2%, ТБО – 2,4%, ВИЭ – 17,1%, ДПМ ГЭС – 3,8%, ДПМ АЭС – 21,5% и ДПМ – 20,6%. Срок действия надбавки по Дальневосточному федеральному округу в соответствии с действующим федеральным законом истекает в конце 2019 года, поэтому в цене за мощность в 2023 году эта составляющая уже не будет учитываться, отметили в НП «Совет рынка». Впрочем, стоит отметить, что ряд чиновников, в частности, из Минвостокразвития, уже заявили о возможном продлении периода субсидирования тарифов на Дальнем Востоке до 10 лет, чтобы «обеспечить привлекательные условия для потенциальных инвесторов».

ДПМ: споры о рыночности

По расчётам специалистов Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), в 2016 году условно рыночные конкурентный отбор мощности (КОМ) и свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) занимали примерно 37% «как бы рынка», остальные 63% приходились на «нерыночные»: «вынужденные генераторы, регулируемые договоры и, конечно, безусловный лидер безусловно нерыночного сектора – ДПМ с его 70%-й долей в нём».

– К 2030 году, в зависимости от реализации планов по ДПМ-ВИЭ, доля «нерынка» достигнет 70–75%, – считает заместитель гендиректора, руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ Александр Григорьев.

С таким подходом не согласна руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. Необходимо разделять две группы платежей внутри цены на электроэнергию, полагает она.

– Механизмы возврата средств инвесторам (механизмы ДПМ) составляют 13% в конечной цене потребителей. Их нельзя однозначно квалифицировать как нерыночный механизм, так как вплоть до 2016 года эффект для потребителей от ДПМ был даже положительный. Ввод новых мощностей привёл к формированию профицита и более низким темпам роста цен на рынке «на сутки вперёд». Эффект для потребителей стал отрицательным только с 2016 года и связан с вводом более дорогих объектов ДПМ АЭС, – комментирует эксперт.

Второй элемент – перекрёстное субсидирование между группами потребителей, регионами. Его вклад в цену конечного потребителя (кроме населения) – 10%, отмечает Наталья Порохова. Основная часть этого объёма приходится на субсидирование населения за счёт других потребителей путём установления более низких сетевых тарифов.

Если при расчёте регулируемой части учитывать весь объём платежей в регулируемых сегментах, а не разницу с ценой КОМ, то уже в 2017 году доля регулируемых платежей за мощность составит около 74%, говорит директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев. Однако, более корректно в таком расчёте учитывать только превышение над ценой КОМ. В этом случае доля регулирования будет ниже – 54%.

– Учитывать ли платежи за мощность ВИЭ и мусоросжигающие ТЭЦ в регулируемой части – вопрос подхода. Де-юре, проекты отбираются на конкурсной основе, и инвесторы конкурируют между собой на рыночных принципах. Де-факто, согласно правилам рынка, потребители не имеют возможности отказаться от таких мощностей, и постоянно растущий объём перекрёстного субсидирования отдаляет российский энергорынок от либерализации, – говорит Алексей Жихарев.

Возможные варианты: ограничение или перераспределение

Уход потребителей в регулируемый сектор приводит к тому, что на оставшихся в «рыночном» ценообразовании существенно возрастает финансовая нагрузка по фактическому субсидированию отрасли, отмечают в РСПП. База для распределения субсидирования уменьшается на объёмы энергопотребления «регулируемых» потребителей, а размеры субсидий остаются неизменными. Это ведёт к неконтролируемому росту платежей на оптовом рынке, констатируют промышленники. Среди причин возникновения такой ситуации в РСПП называют отсутствие адекватной средне- и долгосрочной стратегии развития энергетической отрасли и действенных рыночных механизмов: у генераторов отсутствуют стимулы к заключению свободных договоров с потребителями.

По итогам заседания профильной комиссии РСПП под председательством Григория Берёзкина будет подготовлено письмо в правительство с описанием сложившейся ситуации и возможными способами решения проблемы избыточного субсидирования. Промышленники хотят изменить действующее федеральное законодательство: закрепить предельный размер субсидирования и выработать график его поэтапного снижения по годам. В случае же введения субсидирования для новых потребителей или его увеличения для уже существующих, РСПП также предлагает перераспределять «перекрёстку» в пределах зафиксированного объёма.

– Необходимо ежегодно распределять утверждённый объём субсидий между всеми «нерыночными» проектами, при появлении новых «льготников» – пропорционально уменьшать размер субсидирования по другим основаниям. Это позволит сохранять утверждённые размеры дополнительной финнагрузки на рынок, – пояснили в РСПП.

Ещё один пункт предложений: ограничение объёмов физического потребления электроэнергии по субсидируемым ставкам. Проект обращения в правительство будет направлен членам комиссии РСПП на согласование. При необходимости она повторно соберётся для обсуждения этого вопроса, отметили в сообществе предпринимателей.

Постоянно возникающие всё новые «обвесы» энергорынка не первый раз вызывают недовольство экспертов и основных игроков сектора. И если схемы строительства новых ТЭС и, отчасти, АЭС в рамках ДПМ уже не вызывают споров, то финансирование таких программ, как сдерживание дальневосточных тарифов или строительство мусоросжигательных заводов за счёт дополнительных сборов с энергорынка, подвергается критике. Причем подобные решения вызывают вопросы не только у значительной части игроков ОРЭМ, но и у некоторых чиновников федеральных ведомств. «Мы солидарны с потребителями в этом вопросе», сообщили в Ассоциации «Совет производителей энергии», не став развёрнуто комментировать ситуацию.

В «Совете рынка» согласны, что проблема искажения рыночных ценовых сигналов в электроэнергетике за счёт различных «нерыночных» и «квазирыночных» платежей существует. Вместе с тем, в НП считают, что более логично и перспективно изменить модель таким образом, чтобы её конструкция не позволяла внедрять платежи подобного рода.

– Предложения (РСПП – ред.) интересные: непонятно только, кому государство передаст почетную обязанность субсидирования отдельных и весьма многочисленных категорий «участников рынка», – недоумевает Александр Григорьев.

Возможное решение – разделить объём регулируемых платежей по направлениям, часть которых может относиться на долю потребителей (например, эксплуатация и модернизации мощностей, безопасность АЭС), а часть, связанная с социально-экономическим развитием регионов и импортозамещением, – на иные источники, в том числе, на государственные субсидии или отраслевые целевые программы, полагает Алексей Жихарев из Vygon Consulting.

Стоит отметить, что дополнительную остроту вопросу о чрезмерной непрофильной нагрузке на энергорынок добавляет тот факт, что в ближайшее время властям придётся принимать решение об источниках финансирования программы модернизации энергетики. Пока наиболее реальным инструментом обновления сектора в отрасли считают механизм «ДПМ-штрих». Он также предполагает сбор дополнительных средств на энергорынке для финансирования работ. Будет ли при принятии решения проводиться ревизия действующих «обвесов» энергорынка, пока не известно – в Минэнерго вчера отказались от комментариев.

Источник: ПЕРЕТОК.РУ


01.10.2017

Утвержден национальный стандарт по резервам активной мощности в ЕЭС России

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) утвердило национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 57693-2017 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании. Нормы и требования».

Стандарт, утвержденный приказом Росстандарта от 21 сентября 2017 года № 1186-ст, разработан АО «СО ЕЭС» по Программе национальной стандартизации в рамках деятельности подкомитета ПК-1 «Электроэнергетические системы» технического комитета по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика».

ГОСТ Р 57693-2017 содержит требования к определению нормативных и плановых объемов резервов активной мощности, размещению плановых объемов резервов активной мощности (кроме резерва третичного регулирования) при краткосрочном планировании, а также к определению фактических объемов резервов активной мощности.

Новый национальный стандарт ГОСТ Р 57693-2017 разработан в целях повышения эффективности управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России. Разработка велась на основе и с учетом опыта применения стандарта организации АО «СО ЕЭС» «Резервы активной мощности Единой энергетической системы России. Определение объемов резервов активной мощности при краткосрочном планировании».

ГОСТ Р 57693-2017 вводится в действие с 1 июня 2018 года. К этому сроку будет завершена подготовка официального издания стандарта.

Источник: ЭПР