По данным Татьяны Дятел “Ъ”, правительство предварительно оценило расходы на строительство новой генерации и электросетевой инфраструктуры в Москве в 460,7 млрд руб. Инвестиции на строительство ЛЭП и линии постоянного тока предлагается включить в тариф для магистральных электросетей, что дополнительно поднимет цену для потребителей на 1,68%. Нагрузка по строительству генерации в столице ляжет на всех потребителей европейской части РФ и Урала в виде повышения тарифа на 1,3% к 2030 году.

В Сообществе потребителей энергии заявили, что предложенные ценовые параметры проекта требуют содержательной проверки на обоснованность. Цифры близки к принятым для юга, но при этом сравнимых проблем с площадками и инфраструктурой, в Москве нет, отметили там.

Власти подготовили перечень из 15 проектов, которые планируется вывести из программы модернизации тепловых электростанций, пишет Татьяна Киселева из «РБК». Вопрос обсудят на правкомиссии по энергетике. Речь идет о таких проектах, как Воронежская ТЭЦ-1 (АО «Квадра»), Невинномысская ГРЭС (ПАО «ЭЛ 5-Энерго»), Костромская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3 (ПАО «ТГК-2»), Автозаводская ТЭЦ (АО «ЕвроСибЭнерго»), Ново-Кемеровская ТЭЦ, Томь-Усинская ГРЭС, Новосибирская ТЭЦ-3, Беловская ГРЭС (ООО «СГК»), Сургутская ГРЭС-1 (блок 2) и Сургутская ГРЭС-1 (блок 12) (ПАО «ОГК-2»), Ижевская ТЭЦ-2, Самарская ТЭЦ (ПАО «Т Плюс») и Нижнекамская ТЭЦ-2 (ООО «Нижнекамская ТЭЦ»). Как следует из материалов к правкомиссии, в Минэнерго поступили обращения от энергокомпаний о невозможности реализации перечисленных проектов за счет предусмотренной ранее платы с оптового рынка.

В пресс-службе «Системного оператора» заверили РБК, что отказ от перечисленных проектов не приведет к сбоям в работе энергосистемы.

В то же время в ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ) сообщили РБК, что вывод из модернизации такого значительного объема генерации «выглядит странным и непоследовательным». Там объясняют, что обстоятельства включения объектов в список — высокий износ, аварийность, растущий непокрываемый дефицит — не изменились, а в некоторых случаях ухудшились. «На наш взгляд, решение об отказе противоречит первоначальному обоснованию модернизации. Для страховки от таких противоречивых поступков необходимо сделать недопустимым участие объектов, по которым компании отказались выполнить свои добровольные обязательства, в возможных будущих отборах по схеме КОММод. То есть они должны попасть в аналог реестра недобросовестных поставщиков», — заключили в АСПЭ.

Затраты российской экономики на программу ДПМ не окупились

Программа договоров о предоставлении мощности для привлечения инвестиций в строительство и обновление электростанций, стоимостью около 2,54 трлн рублей, смогла компенсировать экономике только 1,68 трлн рублей. Четверть построенной мощности серьезно недозагружена, а каждый восьмой мегаватт практически простаивает. Импортные турбины из-за ограничений для сервиса теперь приходится останавливать и менять на отечественное оборудование, что влечет дополнительные затраты. К таким выводам пришли эксперты Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» проанализировав результаты функционирования новых генерирующих мощностей, введённых по ДПМ после реформы РАО ЕЭС России в 2011 — 2022 г.г. Подробности - в свежем номере журнала «Тепловичок»

Однако, несмотря на запуск рыночных механизмов, ДПМ и его аналоги, основанные на нерыночных платежах потребителей, продолжают действовать и закрепляются в новой Энергостратегии до 2050 года.

В 2024 году генерирующие компании вновь откладывали сроки модернизации старых ТЭС. Отсрочку, по данным “Ъ”, получили восемь проектов суммарной мощностью 2,5 ГВт. Большинство из них воспользовалось правом переноса запуска на год без объяснения причин, штрафы за это не предусмотрены.
В «Сообществе потребителей энергии» считают, что стоит обратить внимание на легкость получения согласия на перенос сроков. «Это вызывает сомнения в достоверности данных, обосновывавших необходимость модернизации,— о реальном техническом состоянии блоков, причинах роста аварийности, непокрываемом дефиците,— говорят в ассоциации.— Если Генсхема базируется на подобных данных, то последствия будут серьезнее, чем необходимость использования устаревшей неэффективной генерации».

⬆️⬆️⬆️
Продолжение

В своё время на это обратил внимание судья Арбитражного суда г. Москвы по иску РУСАЛ к ЮНИПРО в связи с аварией на энергоблоке №3 Берёзовской ГРЭС, указавший, что «свойства окружающего мира описываются физическими законами, а не создаются нормативным регулированием». Мощность является характеристикой физических свойств объекта, но не является его принадлежностью или составной частью. И далее – «мощность не обладает свойствами товара, в том числе «особого» товара, и не относится к объектам гражданских прав, не обладает свойствами оборотоспособности, не может отчуждаться от одного лица к другому и в силу физических свойств не может передаваться от одного объекта к другому».

Кроме того, «мощность», как товар, не подчиняется экономическим законам спроса и предложения – при снижении спроса (расчетной базы) и избытке предложения (генерации) – цена, наоборот, растет. Рынок мощности не эластичен – рост цены не приводит к снижению спроса, а сама модель рынка мощности построена на перманентно растущем спросе. Пример: снижение спроса и стремительный рост цен в период COVID-2019.

Регуляторы разделяют озабоченность потребителей и идут по пути совершенствования и повышения эффективности рынка мощности:
🔹введена дифференцированная оплата мощности, с 2027 года будет оплачиваться в зависимости от востребованности (загрузки)
🔹отборы проектов ВИЭ проводятся по критерию минимизации одноставочных цен. В 2024 году цены от ВИЭ стали существенно дешевле традиционной тепловой генерации (4,6-5 руб./кВт·ч - ВЭС в 2029-2030 гг. против 12-14 руб./кВт·ч - газовой генерации на юге и 16-18 руб./кВт·ч – угольной генерации в Сибири). Снижение стоимости накопления повышают готовность ВИЭ к выработке энергии и управляемость, а цену - конкурентоспособной.

Алексей, действительно, потребители расхлебывают последствия низкой эффективности механизма ДПМ – об этом мы и написали – и как вы правильно отмечаете, «рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами». Подписываемся под этим обеими руками! 😊))))))

Вопросы развития энергорынка не должны ограничиваться выбором наименьшего из зол - ДПМ или бюджет. Практика инвестмеханизмов в мире гораздо шире, мы упомянули об этом выше, и лучшие мировые примеры целесообразно внедрять и у нас.

Окончание ниже
⬇️⬇️⬇️

«Россети» предлагают выделить Сибирский федеральный округ в единую тарифную зону, пишет сегодня Татьяна Дятел из «Ъ», а полномочия по формированию тарифов на передачу электроэнергии в этой зоне передать на федеральный уровень. Предполагается, что это поможет решить проблему накопления долгов у дочерней «Россети Сибирь». Об этом говорится в письме главы «Россетей» Андрея Рюмина премьеру Михаилу Мишустину. Господин Рюмин признает, что существуют риски банкротства компании: «В условиях роста кредитных ставок уже в 2025 году «Россети Сибирь» будет вынуждена полностью прекратить финансирование инвестиционной и ремонтной программ». В «Сообществе потребителей энергии» считают, что инициативы «Россетей» не решают, а маскируют проблемы. «Необходимо устранять причины накопленных долгов, проверять обоснованность затрат сетевых организаций, разбираться с качеством тарифных решений, а не размазывать эту неэффективность ровным слоем по Сибири, плодя новую отраслевую перекрестку»,— говорят в ассоциации.

После запуска рыночного ценообразования на Дальнем Востоке оптовые цены на электроэнергию в регионе растут сильнее прогноза регуляторов даже на фоне более теплого января и сниженного потребления, пишет в свежем «Коммерсанте» Анна Тыбинь. Исторический максимум в секторе торговли электроэнергией зафиксирован на уровне 3,845 тыс. руб. за 1 МВт•ч, тогда как в ходе имитационных торгов цены по итогам года прогнозировались на уровне 1,945 тыс. руб. за 1 МВт•ч с учетом поставок ГЭС по тарифам. В «Сообществе потребителей энергии» ранее высказывали опасения, что слабая связность сети на Дальнем Востоке, дефицит мощности и низкая конкуренция приведут к росту цен. «Слишком короткий "рыночный" период и недостаток информации о схемно-режимной ситуации не позволяют полноценно проанализировать причины отклонения реальных цен от имитации, но понятно, что требуется донастройка под усиленным контролем регуляторов за ценовыми заявками поставщиков»,— считают в ассоциации.

По данным “Ъ”, «Россети» предлагают перейти к расчету платежа за услуги по передаче электроэнергии исходя из максимальной фактической мощности потребления, а не в часы пиковой нагрузки энергосистемы. По оценкам госхолдинга, из-за действий крупных потребителей, которые предпочитают загружать мощности в ночные часы, недополучается до 40 млрд руб. в год. По мнению аналитиков, предложение позволит оперативно закрыть недобор выручки «Россетей», но в будущем должно быть дополнено более глубокой проработкой подходов к ценообразованию тарифа на передачу электроэнергии. «Инициатива "Россетей", с одной стороны, позволит учитывать фактическую потребляемую мощность и осуществлять расчеты исходя из ее величины. С другой стороны, теряется инструмент стимулирования потребителей к снижению мощности в часы максимальной нагрузки»,— комментируют в Минэнерго.
В «Сообществе потребителей энергии» резко критикуют инициативу «Россетей». Там считают, что предложение разрушает саму идею существования энергосистемы — оптимальное покрытие требуемой потребителям нагрузки минимальными объемами инфраструктуры. «"Россети" вынуждают потребителей отказаться от рационального поведения — снижения потребления в пиковые часы, что может повысить риски дефицитов и нарушить устойчивость энергосистемы, а также влечет за собой необходимость ее неоправданного расширения»,— говорят там.

Регуляторы прорабатывают предложение «Россетей» по созданию единой тарифной зоны в Сибири с передачей полномочий по установлению тарифов Федеральной антимонопольной службе, но задумываются над альтернативой. Анна Тыбинь в свежем «Ъ» пишет что в Минэнерго опасаются перекладывания нагрузки с одних регионов на другие, а в ФАС указали на сложности с расчетом тарифов в единой зоне с большим количеством субъектов.

В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» говорят, что существует несколько направлений вывода компании «Россети Сибирь» из кризиса без «перевешивания проблем на непричастные регионы и бизнесы». Так, считают в ассоциации, необходимы бюджетная ответственность за недостаточное качество тарифного регулирования с возможностью заключения регуляторных соглашений, оздоровление кредитно-финансовой политики монополии и привлечение средств акционеров, включая материнскую компанию.

По данным Татьяны Дятел из “Ъ”, правительство предлагает решить финансовые проблемы «РусГидро» за счет отказа от выплаты дивидендов до 2028 года, ускоренного внедрения рыночного ценообразования на Дальнем Востоке и компенсации в тарифах расходов на закупку угля по рыночной цене. Электростанции «РусГидро» в регионе последние годы терпят убытки, так как тарифная выручка не покрывает рост затрат на уголь. Промышленность считает, что эти инициативы ухудшат условия развития экономики на Дальнем Востоке, аналитики также отмечают, что госхолдинг должен решать проблемы самостоятельно, а не за счет искажения механизмов энергорынка.

«Судя по перечню мер, допускается, что условия для развития экономики макрорегиона будут только ухудшаться, а внедрение рынка требовалось для того, чтобы нагрузить ее нерыночными надбавками, говорят в «Сообществе потребителей энергии». «Запросы энергетиков должны сопровождаться встречными обязательствами, сроками их выполнения, ответственностью и мерами на случай срыва планов»,— подчеркивают в ассоциации.

Иногда они возвращаются…

Инициированный осенью 2024 года с подачи ПАО «Россети» проект Постановления Правительства РФ, предусматривающий внедрение механизма оплаты услуг по передаче электрической энергии, исходя из максимальной мощности присоединения, а не фактического потребления (принцип «take-or-pay» – «бери или плати»), о концептуальных проблемах которого мы писали в октябре 2024 года), должен был тихо скончаться в недрах чьего-то жёсткого диска.

Инициатива была очередной вариацией многочисленных попыток ввести оплату «резерва» сетевой мощности, продолжавшихся с осени 2013 года. За то время подобные проекты не менее десяти раз рассматривались на уровне заместителя Председателя Правительства РФ и неизменно направлялись на доработку, в том числе в связи с тем, что предложения по введению оплаты «резерва» сетевой мощности технологически и экономически не обоснованы и не соответствуют основным принципам функционировании электросетевого комплекса.

По итогам неоднократных общественных обсуждений, трех отрицательных заключений Минэкономразвития России об оценке регулирующего воздействия и рассмотрения рабочей группой в сфере энергетики при подкомиссии по совершенствованию контрольных (надзорных) и разрешительных функций при Правительственной комиссии по проведению административной реформы, такие проекты актов не были поддержаны ни со стороны представителей бизнес-сообщества, ни со стороны заинтересованных регуляторов.

Однако, проект вновь вернулся в пространство обсуждения на Официальном сайте для размещения информации о подготовке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения https://regulation.gov.ru/ Его разработчики оправдали наши худшие опасения. Предлагаемое регулирование превращает монопольную услугу в самую настоящую ренту, отвязанную от её объема и качества.

В этих условиях считаем целесообразным опубликовать позицию Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» по проекту постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (id=151549 на Официальном сайте для размещения информации о подготовке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения).

Минэнерго снова предложило ввести оплату услуг по передаче электроэнергии по максимально заявленной, а не фактической мощности, пишет сегодня Анна Тыбинь из «Ъ».

Промышленность последовательно против этой инициативы, ожидая роста собственных затрат. Минэнерго и «Россети» рассчитывают на компенсацию затрат сетей на содержание мощности, но, по мнению аналитиков, эффект эта инициатива будет иметь скорее педагогический: выручка сетей вырастет не более чем на 1%.

В «Сообществе потребителей энергии» выступают против нововведения, поскольку оно повлечет за собой рост затрат для потребителей без увеличения объемов оказываемых сетевой монополией услуг. Новые требования «неизбежно повлекут рост платежей за электроснабжение для новых и уже существующих потребителей, что приведет к отказу от реализации инвестиционных проектов со стороны энергоемких и высокотехнологичных производств», уверены в ассоциации. Под условия нынешнего проекта постановления, как считают в ассоциации, попадают фактически все крупные промпотребители, поскольку большинство из них сталкиваются с необходимостью увеличивать потребление при расширении производства, пересчет же делается для всей мощности, а не только для величины прироста.

По данным “Ъ”, Минэнерго вынесло на рассмотрение правкомиссии по электроэнергетике сдвиг сроков ввода шести проектов модернизации старых ТЭС общей мощностью 1,7 ГВт из-за срыва поставок оборудования. Энергоблоки должны были запустить в 2024–2026 годах. Штрафы за задержку вводить не будут, пишет Анна Тыбинь в свежем “Ъ”.
Программа модернизации старых ТЭС преподносилась как самый дешевый способ необходимого обновления энергосистемы, а сдвиг сроков с неизбежным ростом стоимости нивелирует это преимущество, говорят в «Сообществе потребителей энергии». «Энергосистема фактически получит модернизированные, то есть подновленные, старые объекты по цене новых»,— считают там. Переносы, вызванные неготовностью энергомашиностроительного комплекса, целесообразно рассматривать только в жесткой связке с гарантиями исполнения обязательств со стороны производителей оборудования в будущем, добавили в ассоциации.

Также правкомиссия рассмотрит вопрос об очередной двухлетней отсрочке по запуску проектов ВИЭ на 2 ГВт и возможности избежать штрафов на сумму свыше 10 млрд руб, отмечает Татьяна Дятел. Среди причин переноса — проблемы с поставками оборудования, дорогие кредиты и приоритетное строительство ВИЭ на Дальнем Востоке для покрытия энергодефицита.
В «Сообществе потребителей энергии» выступают против безусловного одобрения очередного переноса: «Сложности, на которые ссылаются инвесторы, относятся к предпринимательским рискам, которые должны брать на себя владельцы оборудования». По мнению ассоциации, справедливым выглядит либо отказ от реализации проектов со штрафом, либо их «переупаковка» с переносом площадок в энергодефицитный регион — например, Дальний Восток.

В.Тупикин на Энергетическом форуме «ТЭК России: перспективы и вызовы» (в рамках Недели Российского бизнеса РСПП 19 февраля 2025 года):

«Сумма капитальных затрат в размере около 40 триллионов рублей для реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики звучит серьёзно и даже опасно. Особенно если принять во внимание, что для 67% из них нет источника финансирования. Даже пятиклассник, вооружившись калькулятором, сможет оценить, во сколько раз вырастет стоимость электроэнергии к 2042 году. При этом, реальные затраты могут оказаться ещё выше.

Что можно предпринять в этих условиях? Можно ли снизить финансовую нагрузку? Мы считаем, что да.

Одним из вариантов является использование собственной генерации крупных промышленных потребителей. В сегодняшних условиях она более эффективна, чем проекты, предполагаемые Генсхемой.

Если сравнить показатель LCOE – среднюю расчётную себестоимость производства электроэнергии на протяжении жизненного цикла электростанции, включая инвестиции и текущие затраты, получается, что киловатт-час собственной генерации более, чем в 2 раза дешевле «централизованного». За счёт чего? Владелец собственной генерации не закладывает в цену доходность, как это делает участник ДПМ. У него есть возможность оптимизации CAPEX за счет переноса части затрат в себестоимость основной продукции. У собственной генерации выше эффективность за счёт традиционно высокого показателя КИУМ. Наконец, собственник может не выполнять требования по локализации, взяв готовые эффективные решения из доступных на рынке.

В результате финансовая нагрузка на экономику может снизиться на 10-12 триллионов рублей.

Что может способствовать широкому вовлечению собственной генерации в решение проблемы надежного энергоснабжения?
• внедрение нового инвестиционного инструмента – инвестиционного договора;
• строительство генерации на ВИЭ, которое уже стало возможным по текущей цене рынка, без ДПМ;
• снятие ограничений, препятствующих работе собственных генерирующих объектов потребителей мощностью выше 25 МВт на розничном рынке, и выталкивающих их на оптовый рынок;
• формирование нормативной основы для существования нового вида объектов генерации – оптово-розничных. При таком режиме станция установленной мощностью, например, 1 ГВт получает возможность поставлять часть генерации, допустим, 200 МВт, - на розничный рынок, а остальной объем – на оптовый»

В Минэнерго хотят изменить схему расчета платы за электричество новых промышленных потребителей мощностью свыше 670 кВт. Для них предлагается ввести принцип take or pay (бери или плати). То есть оплачивать они будут должны не действительно потребленную электроэнергию, а максимально заявленную мощность, пишет обозреватель «Российской газеты» Сергей Тихонов. Проще говоря, как будто их энергопотребление всегда находится на пике. Если провести понятную аналогию, получается, что потребитель будет платить за максимальную корзину продуктов даже если зашел в магазин за одним кефирчиком. Обоснование - магазин закупил продукты исходя из максимального спроса, приобрел холодильники и витрины для их хранения, оплатил аренду дополнительных торговых площадей.

В Ассоциации "Сообщество потребителей энергии" считают, что в результате рост объема получаемых сетевыми компаниями средств существенно превысит темпы роста оказываемых услуг. При этом эффективность использования средств вызывает вопросы. Если принять предложенную схему, услуга по передаче электрической энергии будут признаваться оказанной всегда, независимо от наличия или отсутствия факта передачи электрической энергии, а также наличия или отсутствия заключенного договора на передачу электрической энергии. При этом даже в период отсутствия потребления электрической энергии стоимость услуги по передаче электрической энергии должна будет оплачиваться исходя из полного объема максимальной мощности.

По словам эксперта по энергетике Кирилла Родионова, у сетевых организаций очень высокая кредитная нагрузка, и сейчас у них стремительно растут долги. За полтора года ставка ЦБ выросла с 7,5% до 21%. Соответственно, если компании привлекают в большом объеме заемные средства, их затраты при таком росте процентов растут очень быстро. Электроэнергетика это одна из отраслей, которые очень сильно просели в прошлом году из-за высоких ставок. По Росстату, за 11 месяцев 2024 года сальдо прибыли и убытков в производстве и распределении электроэнергии сократилось почти на 40% в сравнении с аналогичным периодом 2023 года. Естественно, компании, у которых есть такая возможность, начинают лоббировать повышение нагрузки на потребителей.

В АСПЭ отмечают что количество подобных мер, направленных на увеличение финансирования электросетевого комплекса, в последние годы было беспрецедентным. К ним относится включение расчетной предпринимательской прибыли в сетевые тарифы, отмена льготного присоединения, включение инвестиционной составляющей в плату за техприсоединение. Кроме того, были проведены внеочередные индексации тарифов в 2022 и 2023 годах, было согласие регуляторов на превышение установленных ФАС предельных уровней тарифов в десятках регионов и другие меры.

В предложенных изменениях нет необходимости, они необоснованны и нецелесообразны, уверены в АСПЭ.

Как выяснил “Ъ”, правительство обсуждает продление субсидий для потребителей электроэнергии Дальнего Востока за счет остальной части России еще на семь лет, до 2035 года. Для потребителей оптового энергорынка в европейской части РФ, на Урале и в Сибири действует спецнадбавка к цене — по сути, кросс-субсидия, которая перераспределяется по регионам Дальнего Востока. При продлении предлагается зафиксировать объем субсидий на уровне 30 млрд руб. в год. Помимо этого энергетикам предлагается заключать долгосрочные контракты на поставку угля по внутренним ценам, а также приоритетный порядок поставок угля со стороны ОАО РЖД.

В «Сообществе потребителей энергии» против продления действия механизма дальневосточной надбавки в неизменном виде, но готовы обсуждать вариант ее сокращения втрое с направлением всей суммы на развитие инфраструктуры. «Отказ от выплаты дивидендов и проектное финансирование с государственным участием считаем шагом в верном направлении, как и поиск потенциала снижения стоимости угля, таящегося в особенностях ценообразования»,— говорят в ассоциации.