Нужно опережающее развитие
Федор ОПАДЧИЙ, председатель правления, «Системный оператор Единой энергетической системы»:
«Если мы говорим про действующую рабочую энергосистему, стоимость недоотпуска — космическая. В принципе, магистральные линии при сегодняшней регуляторике вообще никакой экономической эффективности не приносят. Полезный отпуск косвенно растет, но это только передача между Сибирью и Дальним Востоком. Поэтому есть вещи, которые все равно нужно решать с помощью комплексных программ и планов развития.
Сейчас отрасль подошла к важному этапу — необходимости запуска проектов длительного цикла реализации (ГЭС, АЭС) со сроком ввода в 2031 — 2035 гг., которые эффективны в существующих сценариях и запланированы в утвержденной Правительством Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики. С остальным мы можем еще подождать и принять решение через год.
А вот решения о строительстве генерирующих объектов с длительными сроками реализации, таких как гидро- и атомные электростанции, необходимо принимать сегодня. Задержка приведет к безальтернативной необходимости строительства имеющих меньшие сроки строительства тепловых электростанций. При этом запланированные в Генсхеме проекты АЭС и ГЭС в принятых сценарных условиях обладают более высокой экономической эффективностью на протяжении всего срока эксплуатации. Кроме того, необходимость строительства новых тепловых электростанций вместо предусмотренных Генсхемой ГЭС и АЭС потребует решения вопросов топливообеспечения, что в ряде регионов может быть также связано со значительными дополнительными затратами.
Нам нужно опережающие развитие».
Необходимо снять ограничения
Владимир ТУПИКИН, председатель наблюдательного совета, ассоциация «Сообщество потребителей энергии»:
«Что будет, если изменения, которые анонсированы больше двух лет назад относительно замены парка генерации в Российской Федерации не произойдут? Сейчас мы видим тревожные сигналы.
Мы гордимся нашей единой энергосистемой, надежностью снабжения всех потребителей. Есть четкое ощущение, что если ничего не делать, то из словосочетания «единая энергосистема», слово «единая» нужно будет вычеркнуть. И мы можем войти в череду «блэкаутов» в различных регионах, где генерация не сможет обеспечить спрос в силу своей изношенности. И действия должны быть быстрыми — как на бумаге, так и в жизни.
Бытует мнение о том, что есть некое противостояние между потребителями и генераторами, которое выражается в том, чтобы работать над ценой. Мне кажется, вектор от цены переходит в надежность. Тезис о том, что лучше иметь электроэнергию чуть подороже, но надежнее, сейчас актуален как никогда.
Но экономических стимулов для инвестиций в генерацию нет, и в этом виновата не только высокопроцентная ставка.
Нужно расширить возможности для участия потребителей в строительстве или восстановлении нашей энергетической системы.
«Нужно снять ограничения на строительство потребителями генерации больше 25 МВт, сальдировать объемы производства и потребления электрической энергии, не применять требования по локализации оборудования и строить объекты, которые одновременно работают на розницу и опт».
Во всех конкурсах, которые сейчас проводятся, стоимость одного киловатт-часа, которые могут быть произведены в формате договоров о поставке мощности и КОМНГО, получается достаточно высокой.
Если объект генерации будет строиться рядом с потребителем, то, скорее всего, туда не будет заложена высокая доходность. Потому что доходность на строительство собственных объектов генерации считается в конечном продукте. При возможностях и поддержке российского энергомаша его возможностей в моменте может не хватить, чтобы решить проблему с насыщением отрасли новыми машинами. План до 2042 года исполнять надо уже сейчас. Но по разным причинам этого не происходит.
Требования по локализации могут быть смягчены или вовсе отсутствовать, если потребитель будет строить собственную генерацию.
Мы посчитали, что 17 ГВт в энергосистему потребитель может дать.
Важно от жесткой регуляторики отрасли перейти к ее экономической состоятельности.
Но нужны либерализация, участие потребителей в рынке и в производстве электрической энергии.
Нужно снять ограничения на строительство потребителями генерации больше 25 МВт, сальдировать объемы производства и потребления электрической энергии, не применять требования по локализации оборудования и строить объекты, которые одновременно работают на розницу и опт.
При этом важно сохранить на долгое время неизменность условий функционирования генерации потребителей.
Отсутствие инвестактивности — плохой признак
Александра ПАНИНА, председатель наблюдательного совета, ассоциация «Совет производителей энергии»:
«Если в период с 2010 по 2020 год ежегодные темпы обновления энергосистемы были чуть менее 5 ГВт, то с 2020 по 2024 год они составили менее 2 ГВт в год. При этом наша энергетика стала существенно старше, ей необходимо обновление.
Но сегодня мы наблюдаем несостоявшиеся конкурсы, а это очень плохой признак отсутствия инвестиционной активности. Условия основного инвестиционного механизма ДПМ стали сильно отличаться от экономических реалий.
Мы сталкиваемся с существенным удорожаниям, к которым мы как генераторы не были готовы, и с задержками оборудования.
У нас даже в материалах Генсхемы написано, что ее реализация без каких-то дополнительных мероприятий приведет к удвоению цены оптового рынка относительно того, что есть сейчас. Мне кажется, нам и цену надо повышать, и просить какие-то дополнительные льготы, чтобы мы могли сдерживать этот рост.
Основные предложения генераторов: авансирование строительства потребителями, которые получают затем снижение стоимости по длинному договору. Налоговые льготы, связанные с реализацией инфраструктурных проектов.
«Продолжение механизма КОММОД — это дешевле, чем новое строительство. Снижение высоких экологических требований к проектам там, где нужно удешевлять их конечную стоимость. Большой потенциал имеет энергосбережение, повышение энергоэффективности».
Льготные ставки финансирования: фонды, специальные облигации. Субсидирование ставки: если мы на 10% КАПЕКС привлечем дешевый кредит, то это на 5% снизит конечную стоимость проекта. Сохранение низких тарифов для вынужденных генераторов — с учетом высокой стоимости строительства не будем пока выводить их неэффективную генерацию.
Продолжение механизма КОММОД (конкурентный отбор мощности на модернизацию) — это дешевле, чем новое строительство. Снижение высоких экологических требований к проектам там, где нужно удешевлять их конечную стоимость. Большой потенциал имеет энергосбережение, повышение энергоэффективности.
Если мы применим хотя бы три или четыре из этих мер, стоимость строительства новой генерации существенно снизится. Это могло бы отразиться на конечной стоимости для потребителей».
Дайте возможность строить самим
Михаил АНДРОНОВ, генеральный директор, «РУСЭНЕРГОСБЫТ»:
«Крупные потребители не зря говорят: дайте нам возможность, и мы построим генерацию сами. Для них энергосистема России уже невыгодна. И это плохо. Ведь никто не пытается создать свой рынок, все хотят прийти на уже существующий и купить там продукты, потому что это дешевле и выбор больше.
Например, надбавка за работу на рынке, как мы обсуждали на конференции Ассоциации потребителей энергии, составляет примерно 25% к стоимости собственной генерации. То есть мы говорим о том, что если будет потребление 100 МВт, нужно строить не четыре блока по 25 МВт, а пять таких блоков. Пятый — в резерве или в ремонте. Считаю, что крупные энергоемкие предприятия уже находятся в зоне риска. Конечно, у нас есть мелкий и средний бизнес, который пока туда не попадает, потому что у него нет возможности построить свою генерацию в каждом дворе.
Но развиваются технологии, появляются накопители, возобновляемые источники энергии. И, боюсь, революция произойдет не «сверху», а «снизу». Постепенно предприятия все больше и больше будут переходить на собственные источники энергии, и мы потеряем этот ресурс. Поэтому надо быстро найти оптимальный вариант, как выйти из этой ситуации без ущерба для всех».
Вклад в решение энергодефицита
Алексей КАПЛУН, директор департамента развития энергетики ПАО «Полюс»:
«Сейчас много говорится про энергодефицит. И как потребители мы понимаем, что если сегодня электроэнергии недостаточно, значит, есть вероятность, что завтра у нас не будет новых или развивающихся проектов. Просто потому, что не будет электроэнергии. А это для нас критично.
Многие потребители, включая «Полюс», имеют собственную генерацию. Но, например, на тех объектах, где у нас нет проблем с электроэнергией, мы собственную выработку отключили. Потому что поставки от сетей обходятся дешевле, чем собственная генерация.
У нас, к сожалению, нет попутного газа, поэтому любая собственная генерация для нас будет дорогой. Другое дело, если будет возможность ее включить и продавать электроэнергию по реальной цене. Мы готовы проделать эту работу и дать дополнительную электроэнергию. Да, она будет дороже, чем сетевая, но она будет.
В Якутии строится Новоленская ТЭС, и это будет практически единственный источник в энергодефицитном районе. От станции будут тянуть сети по всей территории, чтобы обеспечить самые удаленные уголки энергоресурсами. Однако можно было бы решить этот вопрос за счет распределения загрузки на несколько более мелких станций в разных частях зоны энергодефицита. В том числе станций из числа собственной генерации.
Такие возможности должны как минимум рассматриваться.
Мы вынуждены будем смотреть на новую генерацию: солнце, ветер, системы накопления. Решим за счет ввода такой генерации свои вопросы. Но хорошо ли будет энергосистеме, если из нее уйдет крупный энергопотребитель? Энергосистема должна стимулировать его не уходить.
«Мы вынуждены будем смотреть на новую генерацию: солнце, ветер, системы накопления. Решим за счет ввода такой генерации свои вопросы. Но хорошо ли будет энергосистеме, если из нее уйдет крупный энергопотребитель? Энергосистема должна стимулировать его не уходить».
Мы всегда гордились тем, что пользуемся сетями ФСК-Россети. Но мы также в состоянии анализировать рост цен на электро-энергию на периоды вперед. А в ближайшее время цена на электроэнергию вырастет в 2−3 раза. И в таком случае мы начинаем искать варианты действий. Либо действительно переходим на собственную генерацию, либо ищем другие альтернативы.
Нас, как любого потребителя, склоняют перейти в котел. Это невыгодно, потому что по котловому тарифу платить дороже. Давайте поменяем тарифное меню, введем тариф в котловом тарифе, который будет максимально приближен хотя бы к тарифу ЕНС.
Дайте возможность потребителю выбрать: он «сидит» на сетях ФСК или переходит в котел по сходной цене. И многие потребители перейдут. Потому что присоединяться проще, дешевле, а стоимость плюс-минус одинаковая. Это хорошо для региона, потому что так снижается общая стоимость для всех потребителей, для себя в том числе.
Это один из вариантов действий, которые позволяют в сегодняшних условиях объективного роста цен хоть как-то минимизировать потери».
Механизма для строительства собственной генерации сейчас нет
Сергей ЧЕБОТАРЕВ, вице-президент по энергетике, экологии и охране труда Группы НЛМК:
«С вводом новой электростанции в начале следующего года совокупная установленная мощность объектов генерации на предприятиях группы НЛМК составит более 1 ГВт. Среднегодовой КИУМ тепловой генерации на Липецкой площадке составляет 0,95−0,97. Мощность собственной новой электростанции — 300 МВт. Так вот, мы думаем не о том, как эффективнее ее эксплуатировать или настроить перетоки. А как бы не выдать лишних 25 МВт в энергосистему. То есть мы думаем, как придушить свою генерацию, чтобы не попасть под существующие регуляторные ограничения.
Да, запрета на строительство генерации больше 25 МВт нет. Но строительство собственной генерации связано с определенными обязательствами (электростанции с установленной мощностью 25 МВт и более обязаны реализовывать всю выработанную электроэнергию на оптовом энергорынке).
Преимущества блок-станций потребителей более-менее очевидны. Станции находятся рядом с производством, то есть сокращается плечо передачи, не загружаются магистральные сети. Объекты строятся за счет собственных инвестиций компаний, и нет необходимости облагать дополнительными сборами прочих потребителей.
Поскольку не привлекаются дорогие заемные деньги, и эффективно управляется проект стройки, средний КАПЕКС объектов такой генерации почти в два раза ниже, чем объектов ДПМ.
Потребитель, вложивший собственные инвестиции в объект генерации, крайне заинтересован, чтобы загрузка объекта генерации была максимальной, количество остановок было минимально, а регламентные работы проводились своевременно.
Очень часто собственная генерация утилизирует вторичные энергоресурсы: топливные газы, вторичное тепло технологических агрегатов.
Например, энергосистема Дании за последние 40 лет прошла путь от 7 крупных центров генерации до громадного количества объектов генерации, которые интегрированы в единую систему и эффективно управляется.
Ограничение 25 МВт существует для тех потребителей, которые хотят строить собственную генерацию, не имея вторичных газов и утилизационной выработки. Закон ограничивает тех, кто строит собственную генерацию, например, на природном газе и не хочет работать на рынке с соответствующими обременениями.
В результате механизма для строительства собственной генерации в России сейчас нет. Часть существующих станций, которые соответствуют условным требованиям, пытаются работать в «серой зоне». Возможности этих станций для ликвидации дефицита в энергосистеме, в полной мере не используются.
Надо пересмотреть регуляторику, чтобы воспринимать генерацию потребителей не как угрозу в энергосистеме, а как реальный механизм поддержки, и переходить к сосуществованию генерации потребителей и большой генерации энергетиков. Чтобы станции могли легально на приемлемых для энергосистемы условиях существовать в большой энергосистеме, помогать в ликвидации дефицита. А регуляторы должны поддерживать, в том числе финансово, строительство такого рода объектов для покрытия перспективного дефицита.
Нужно взаимодействовать и воспринимать друг друга как партнеров и коллег, а не как оппонентов.
Была глобализация, был доступ к большому количеству вендоров-поставщиков оборудования. После известных событий их количество существенно уменьшилось, при этом возможности отечественных энергомашиностроителей ограничены.
И это создает проблему, даже на уровне ремонта. Мы не можем существующие турбины отремонтировать, потому что нет возможности «вклиниться» в производственную программу наших отечественных машиностроителей и сделать ремонт».
Дополнительный плюс к надежности
Максим БАЛАШОВ, директор по работе с естественными монополиями «РУСАЛ Менеджмент»:
«Собственная генерация — дополнительный плюс к надежности энергообеспечения и экономии собственных затрат потребителя. Но приоритетом развития для крупной промышленности является Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. И ключевой момент — прогноз цен до этого времени.
До 2042 года нужно построить 88,5 ГВт, потратить на это 140 трлн рублей. Это приведет к практически двукратному росту цены. Среднегодовой рост стоимости электроэнергии до 2042 года — 9,11%. Это примерно двукратный рост в отношении целевого уровня инфляции, и этот проинфляционный фактор нужно учитывать.
Спрос на запланированные 88,5 ГВт сейчас базируется на заявках регионов и договорах технологического присоединения. Казалось бы, идеальная конструкция, но считаем необходимым доработать ее в части учета эластичности спроса. Не все проекты будут реализованы в силу высокой стоимости электроэнергии, где-то снизится спрос.
Налоговые вычеты (на имущество и прибыль) могли бы сдерживать рост цен для потребителей, которые в таком случае обеспечат растущий спрос, будут оплачивать электроэнергию и эти деньги вернутся.
Законодательно предусмотрено применение дифференцированных ставок, то есть средства от Центробанка под 4% победителям конкурса в КОМ НГО. Авансирование потребителей в рамках КОМ НГО — дополнительный финансовый инструмент привлечения денежных средств. Но попросил бы регуляторов, принимая решение по авансированию, делать эту схему добровольной для потребителей, чтобы каждый мог выбрать конкретный момент применения либо не применения авансирования.
Правильно, если бы бюджет взял нагрузку и просубсидировал отечественных энергомашиностроителей, чтобы качество, цена, сроки соответствовали лучшим мировым, или китайским аналогам. Чтобы промышленность обрела технологический суверенитет и мы реализовали все запланированные КОМ НГО.
Майнеры, которые осуществляют экспорт электроэнергии без создания дополнительной добавленной стоимости, должны по полной оплачивать стоимость технологического присоединения, развития сетей. Может быть, учитывать для них полную стоимость строительства новой генерации, не разделяя ее с прочими потребителями. Возможно, увеличить для них долю перекрестного субсидирования.
С 2017 года 300 млрд рублей было вложено в изолированные энергосистемы без видимого результата. Сейчас, принимая решение о дальневосточной надбавке, нужно доводить цены для определенной группы потребителей, которые занимаются добычей полезных ископаемых, до экономически обоснованного уровня. Можно установить и график планомерного снижения надбавки до нуля к 2035 году».
Считаем деньги, видим разницу
Сергей РЕМИЗОВ, генеральный директор ООО «ОСК-Энерго»:
«ОСК — обеспечивает более 80% объема гражданского и практически 100% военного кораблестроения страны. Численность корпорации — более 100 тысяч человек.
Потребности судостроительной отрасли на ближайшие десятилетия мы оцениваем в 2000 судов. Сейчас в ОСК входит 40 верфей и конструкторских бюро. Планируем строительство верфи на Дальнем Востоке.
В ближайшее время планируем технологическое присоединение более 100 МВт мощности для обеспечения новой верфи и увеличения мощности существующих производств в Санкт-Петербурге. Оценка стоимости техприсоединения 50 МВт для «Северной верфи» не вызывает сложности, поскольку расположение энергопринимающих устройств известно, вариативность технического присоединения, вследствие его однократности, отсутствует.
Также у нас есть поручение Президента РФ о строительстве новой верфи на Дальнем Востоке. Для ее обеспечения проводим оценку техприсоединения к энергосистеме в Приморском крае (50 МВт).
В структуре себестоимости единицы нашей продукции около 10% приходится на энергоснабжение. Соответственно, увеличение стоимости электрической энергии для нас важный параметр.
Наши флагманские производства в Архангельской области летом этого года получили новые платежки, где стоимость электроэнергии увеличилась на 30%. Это вызывает определенные опасения, тем более в связи с переходом с 1 января из неценовой зоны в ценовую зону.
Наверное, сейчас реакция потребителей на рост цен не так заметна, и не все осознали эти изменения, потому что летом потребление ниже. Но с наступлением осенне-зимнего максимума нагрузки реакция будет сильнее.
Мы анализируем, что нам выгоднее: платить за технологическое присоединение к сетям или строить собственную генерацию. Технологическое присоединение к сетям на Дальнем Востоке дорогое, но учитывая расходы на подключение к газоснабжению, цены на газ и прочие затраты, в итоге стоимость поставляемой по сетям электроэнергии сопоставима по стоимости от собственной генерации. Это 5,48 рублей/кВт•час из внешней сети 110 кВ и 5,5 рублей/кВт•час — от собственной генерации. Все подсчитав, мы решили осуществить технологическое присоединение к дальневосточной распределительной электросети.
В контуре компании есть и объект собственной генерации в Калужской области с установленной мощностью 25 МВт, которые полностью идут на собственные нужды. На оптовый рынок мы не выходим. В летний период при плановом ремонте покупаем электроэнергию из сети. Стоимость электроэнергии из внешней сети 110 кВ составляет 6,02 рублей/кВт•час, от собственной генерации — 4,58 рублей/кВт•час. То есть разница — 1,5 рубля/кВт•час. Конечно, мы делаем акцент на обеспечении производства собственной генерацией.
В Санкт-Петербурге часть электроэнергии будем покупать у «Россети-Ленэнерго», а часть обеспечим за счет собственной генерации, поскольку сопутствующие тепло и пар нам нужны для производственного цикла — это снизит наши затраты.
Конечно, мы понимаем, что при собственной генерации ответственность за ремонты, качество и надежность энергоснабжения целиком и полностью лежит на нас. Но мы считаем деньги и видим разницу.
Потребители должны иметь выбор: технологическое присоединение к сетям или строительство собственной генерации.
Уверен, что собственный энергоцентр точно может быть альтернативой технологическому присоединению.
Появление новых потребителей в сети — это благо для энергосистемы, поскольку увеличивает объем оказываемых услуг для сетевых организаций и объем реализации для генерации. И сетевые компании должны участвовать в создании комфортных условий по технологическому присоединению потребителей.
Потребитель не хочет становиться экспертом в сфере альтернативных способов обеспечения электроэнергией своих предприятий. Он хочет иметь право выбора по обеспечению энергоресурсами быстрее и возможно дороже или за более длительный срок, но дешевле».
Собственная генерация потребителей — альтернатива новой стройке
Василий НИКОНОВ, вице-президент НК «Роснефть»:
«Для реализации Генсхемы необходимо разработать комплексную программу ее реализации и предусмотреть меры по финансированию и оптимизации нового строительства, сдерживанию роста цен на электроэнергию. Цифры значительные, но в Генсхеме до 2035 года цифры были еще более впечатляющие — ввод 90,9 МВт новой мощности. За 8 лет с ее принятия введено 20% из запланированного. Чтобы подобного не случилось с новой Генсхемой, нужна программа ее реализации. Иначе документ останется декларативным.
Также необходим постоянный мониторинг ценовой динамики — до сих пор в стратегических документах не отражается уровень конечной цены на электроэнергию. В прогнозе социально-экономического развития указываются только регулируемые тарифы для населения и для услуг по передаче электроэнергии. Стоит отметить, что и динамика тарифов на передачу в прогнозе соцразвития указывается без существующих регуляторных соглашений. А хотелось бы, чтобы эти цифры там были, возможно, с динамикой и сравнением.
Самая тяжелая составляющая в цене оптового рынка — это кредиты. В экономике Российской Федерации разработаны различные инструменты государственной поддержки, включающие механизмы льготного кредитования и бюджетного финансирования. Можно рассмотреть и привлечение Фонда национального благосостояния. Но все эти механизмы нужно адаптировать для применения в электроэнергетике, использовать опыт других отраслей, где применяются подобные льготы. Это помогло бы сдерживанию роста цен при таких масштабах нового строительства и модернизации.
В целях упрощения контроля за целевым использованием бюджетных средств на строительство энергообъектов предлагается использовать цифровой рубль, который должен появиться с 2026 года. Это тоже было бы дополнительной поддержкой в прозрачности механизмов для нового строительства и модернизации.
Чтобы не распыляться на использование множества типов и видов различного оборудования, предлагаем определить перечень типовых проектов и технических решений с использованием отечественного оборудования. Возможно, где-то применять и зарубежное.
Такой перечень позволит российской машиностроительной отрасли сконцентрировать усилия на серийном выпуске необходимой продукции, ускорит ее производство и потенциально удешевит себестоимость. А также упростит контроль за реализацией проектов. При этом важно не допускать необоснованного роста цен на такую продукцию в условиях практически монополии по некоторым видам определенного оборудования.
Для повышения инновационной привлекательности и снижения стоимости строительства новых генерирующих объектов, стимулирования конкуренции и расширения круга потенциальных участников можно разработать механизм предварительного создания технологических площадок для будущих электростанций, наподобие технопарков, где есть налоговые льготы и развивается производство.
Давно обсуждается тема, связанная с необходимостью совершенствования механизмов ВСВГО (процедура выбора состава включенного генерирующего оборудования) в части перехода ценовых заявок на приоритеты по включению. Это позволит оптимизировать загрузку неэффективной генерации и снизить топливные затраты.
Отмена оплачиваемых ремонтов с пропорциональной индексацией цены на мощность повысит качество планирования ремонтной кампании и ликвидирует стимулы к завышению деятельности ремонтных циклов.
Также нужно исключить из маржинального ценообразования дорогие, стабильно убыточные тепловые электростанции и перевести их полностью на тарифное регулирование. В результате будет обеспечена их безубыточная деятельность. Если они действительно необходимы энергосистеме, то будут функционировать в безубыточном режиме. При этом не будут влиять на цену электроэнергии. Это оптимизировало бы определенным образом стоимость электроэнергии.
В отношении остальных поставщиков необходимо усилить контроль ФАС за ценовыми заявками на РСВ. Для этого уже приняты нормативные акты и регламенты, но хотелось бы увидеть результаты. Например, в виде обзоров Федеральной антимонопольной службы.
Большинство инициатив Минэнерго и Россетей заключается в существенном изменении подхода к тарифообразованию — плата за резерв или переход на максимальную мощность.
Возможно, с учетом огромного объема присоединенной мощности тарифы не вырастут, но это будут другие тарифы. И они приведут к росту платы за передачу в два раза.
Но есть и определенные успехи — это введение дифференцированных тарифов. Эту работу надо продолжать.
Сегодня, когда прогнозируются энергодефициты и необходимо новое, очень дорогостоящее строительство, собственная генерация потребителей может быть альтернативой новой стройке. Если потребители с собственной генерацией, даже по ценам уровня КОМ НГО или ВИЭ, закроют пиковые часы, для энергосистемы в целом это будет более выгодным, чем строить новую генерацию и круглогодично
это оплачивать.
Нужно поощрять собственную генерацию, ликвидировать 25-процентное ограничение на продажу электроэнергии и подумать и над более глобальными шагами».
За ушедших в розницу платят те, кто остался на оптовом рынке
Павел СНИККАРС, генеральный директор «Т ПЛЮС»:
«С точки зрения механизмов поддержки и развития энергетики мы имеем адекватные рыночные сигналы.
Любой прогноз устаревает в момент его утверждения. Мы на первой стадии Генсхемы находились три года назад, когда начали формировать прогнозы.
Не надо готовиться к росту цены на электроэнергию. Пока мы готовимся, она растет. И будет расти. Вопрос, как этим пользоваться.
Нефтегазовая и нефтеперерабатывающая отрасли получают неплохие преференции от государства, а получает ли их электроэнергетика?
Если рыночные сигналы говорят о том, что никто не пришел на конкурс на строительство генерации, значит, компании умеют считать деньги. Значит, надо менять условия и повышать цены, пока на конкурсах по строительству генерации не будет конкуренции, потому что это приносит нормальный результат на вложенные инвестиции.
Что касается показателя в 25 МВт для собственной генерации, то напомню, что за ушедших в розницу организаций генераторам и сетевым компаниям доплачивают оставшиеся на оптовом рынке потребители.
Если мы живем в рыночной экономике, то должны ориентироваться на рыночные сигналы. Значит, нужно создавать спрос, подбирать экономические параметры, которые дадут надлежащий отклик как у производителей, так и у других инвесторов».
Инфраструктура не бывает избыточной
Максим БЫСТРОВ, председатель Правления ассоциации «НП «Совет рынка»:
«Государство потратило на поддержку авиастроения 500 млрд рублей, а кто-то видел результаты этих вложений? На поддержку льготной ипотеки потратили 850 млрд рублей, кто-то видел результаты, кроме того, что цена выросла?
Электроэнергетика — это очень непростая и сложная отрасль. Она является донором государственной поддержки других отраслей.
Строительство мусорных заводов, которые обойдутся рынку в десятки миллиардов рублей, — разве это не поддержка экологии и деятельности Минприроды? Генераторы поставляют по льготной цене электроэнергию населению и некоторым регионам. Это десятки и сотни миллиардов рублей. Требования по локализации вынуждают поддерживать производителей оборудования. Это серьезные средства. И после этого даже странно просить денег из бюджета, тем более их никто не даст. Надо строить генерацию, причем не догоняющим способом, а опережающим. Да, это будет дорого, но инфраструктура никогда не бывает избыточной. Если строить на опережение, мы не будем думать о том, попали мы в прогноз или не попали.
Есть три варианта. Первый— ничего не строить и авось протянем. Второй — строить, но поднимать цену. И третий — пусть строят те, кому это надо. Все варианты приведут к росту цены».
Снять ограничения
Елена КНЯЗЕВА, руководитель группы компаний РМЭ:
«Современные российские предприятия по производству двигателей и продукции электрогенерации на их основе, способны предоставить относительно недорогие и быстровозводимые электростанции небольшой мощности до 5 МВт с конкурентной ценой конечного тарифа для потребителя. Ее можно построить практически за год, если есть договоренности, четкое понимание условий, которые необходимо соблюсти (экологических, тарифных), выделен земельный участок, решены проблемы по подключению газовой инфраструктуры и так далее.
У многих предприятий есть заинтересованность в потребителях, которые были бы подключены к заводским центрам питания и работали с иным графиком потребления, чем основное промышленное предприятие.
Но их невозможно подключить и обеспечивать электроэнергией. Наша система не подразумевает свободную продажу электрической энергии и мощности любому потребителю. Мы можем продавать только гарантирующему поставщику, а там другие ценовые стимулы, и обязательна оплата услуг по передаче «Россетей». Хотя такие центры питания не имеют отношения ни к ТСО, ни к СТСО и фактически эта электроэнергия не будет выдана в единую энергосистему.
В итоге нельзя выдавать ни одного киловатт-часа даже компании в соседнем помещении. Иначе возникают риски и обязательства, которые губят всю экономику проекта.
Нужно снять ограничения на выдачу мощности потребителям (находящимся в пределах общего центра питания) без оплаты услуг на передачу энергии, если данный центр питания не принадлежит ТСО или СТСО.
Предусмотреть возможность продажи электрической энергии и мощности от электростанции в локальном исполнении без оплаты услуг на передачу энергии СТСО (вне зависимости от региона).
Ввести возможность продажи электроэнергии и мощности по договорной цене любому заинтересованному потребителю как альтернативу за технологическое присоединение к электросетям и потреблению электроэнергии из ЕНЭС».
Фото: 123RF
WhatsApp
ВКонтакте
.svg)
