12 января 2018 года Минэнерго России на официальном сайте ведомства опубликовало предложения о проведении масштабной модернизации ТЭС.
Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» считает предложения Минэнерго России необоснованными.
Использование Генсхемы для обоснования масштабных инвестиций в модернизацию генерации является недостаточным и некорректным.
Согласно п.15 Постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», Генеральная схема является рекомендательным документом для субъектов электроэнергетики при разработке программ развития промышленного производства и жилищного строительства и принятии субъектами электроэнергетики инвестиционных решений.
Директивное использование завышенных прогнозных данных Генсхемы уже привело к избыточным нерыночным инвестициям в рамках программы ДПМ в 2009 – 2023 гг.

Методология прогнозирования потребности в мощности, используемая в Генсхеме, является ошибочной, расчёт производится без учёта:
- потенциала повышения уровня загрузки тепловой генерирующей мощности (с текущего уровня 46,7% до прежнего, более эффективного - 52-55% и более), что позволяет увеличить выработку электроэнергии без увеличения объёмов установленной мощности на 70 - 90 млрд кВт·ч (месячный объём электропотребления в ЕЭС России);
- существенного улучшения регулировочных возможностей энергосистемы в связи с ростом числа и мощности генерирующих объектов и развития топологии электрической сети в результате масштабных инвестиций последних десяти лет (для расчётов объемов необходимой генерирующей мощности используются устаревшие завышенные плановые нормативные коэффициенты резервирования советского периода – от 17%);
- потенциала развития малой и распределённой энергетики, включая ВИЭ (замещение распределёнными энергоресурсами не менее 36 ГВт централизованной мощности к 2035 году); развития технологий производства, передачи, хранения и потребления электроэнергии, повышения энергоэффективности экономики.

В результате расчёты для новой Генсхемы на 2017 – 2035 годы уже сейчас существенно разошлись с реальной ситуацией в отрасли - на горизонте 2022-2025 гг. сохраняются значительные избытки мощности, никакого дефицита в ЕЭС нет. В ЕЭС России наблюдается постепенное уплощение и стагнация пика потребления мощности в энергосистеме (незначительный рост электропотребления при одновременном снижении спроса на пиковую мощность промышленными потребителями).
Согласно Схеме и программе развития ЕЭС России на 2017 – 2023 гг., утверждённой приказом Минэнерго России от 01.03.2017, чистый избыток мощности в ЕЭС в 2023 году с учетом системных ограничений и недоступной мощности составит более 26,2 ГВт.
Именно Схема и программа развития Единой энергетической системы России, согласно п.24 Постановления Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», используется в качестве основы для формирования субъектами электроэнергетики инвестиционных программ в части объектов электроэнергетики, учтенных в схеме развития Единой энергетической системы России по итогам проведения конкурентного отбора мощности, а также для формирования предложений по корректировке Генеральной схемы.
Необходимость возврата к нерыночным доплатам по механизму, аналогичному договорам о предоставлении мощности (ДПМ), в связи с недостаточностью действующих рыночных механизмов для реализации проектов модернизации тепловой генерации, не подтверждается.
На рынках электроэнергии и мощности (рынок на сутки вперёд – РСВ, конкурентный отбор мощности – КОМ) действует маржинальное ценообразование, которое стимулирует к повышению эффективности генерации (даёт сверхдоходы эффективным станциям). Предлагаемые Минэнерго нерыночные доплаты на модернизацию ТЭС ведут к необоснованному задвоению доходных источников энергетиков и не могут быть утверждены без отмены маржинального ценообразования в КОМ и РСВ.

Бездефицитное энергоснабжение российской экономики и модернизация тепловой генерации уже обеспечены действующими механизмами:
1. КОМ и РСВ, рынки теплоснабжения полностью закрывают потребность в текущем содержании и обновлении генерирующих мощностей.
2. Для замены объектов с низкой рыночной эффективностью есть механизм присвоения временного статуса «вынужденной» генерации с регулируемым тарифом на период замещения этого объекта более эффективным решением.
3. Для предупреждения проблемы локальных дефицитов генерирующей мощности в 2015 году был утверждён и запущен механизм конкурсного отбора проектов строительства новой генерирующей мощности (КОМ НГО). Отборы проводятся заблаговременно на основании данных о локальном дефиците из Схемы и программы развития ЕЭС (отборы проектов строительства генерации в Крыму и на Таманском полуострове).
4. В 2017 году утверждена методология ценообразования по методу «альтернативной котельной» на рынках теплоснабжения, открывшая дополнительные возможности для инвестиций в тепловую генерацию.

Тепловые генерирующие компании успешно проводят модернизацию без доплат, за счёт маржи в секторах РСВ, КОМ и на рынках теплоснабжения со средним темпом 3 ГВт в год. Исходя из текущей динамики, в дополнение к 2021 году к уже завершенным проектам на 17,7 ГВт будет модернизировано ещё около 12 ГВт генерирующей мощности ТЭС или суммарно около 30 ГВт.
Предложения Минэнерго преждевременны. Работы по модернизации объекта генерации занимают максимум 1-2 года. Следовательно, соответствующие инвестиционные решения и нормативные акты, если они действительно необходимы, потребуются не раньше 2020 – 2022 гг.
Дополнительный финансовый ресурс для модернизации тепловой генерации за счёт потребителей отсутствует, никаких якобы «высвобождающихся» платежей по окончании ДПМ ТЭС не существует. Объём платежей потребителей за электроэнергию в 2015 – 2019 гг. растёт с темпами кратно выше инфляции и не снижается в дальнейшем: платежи по ДПМ ТЭС замещают платежи за мощность новых АЭС/ГЭС и ДПМ ВИЭ.
В результате уже сейчас в большинстве регионов России конечная (розничная) цена электроэнергии из сети дороже использования собственных энергоисточников. Уровень конечной цены на электроэнергию в 2017 году для потребителей, подключенных на ВН (110 кВ и выше) в 37 из 68 субъектов РФ (территория функционирования оптового рынка) превышает стоимость энергоснабжения потребителей (исключая население и приравненные к нему категории) от собственных энергоисточников (с учётом затрат на их строительство).
Для потребителей, подключенных на СН 1 и СН 2 (менее 110 кВ), в 80% субъектов РФ конечная стоимость электроэнергии превышает стоимость альтернативного электроснабжения.
Самая выгодная в ЕЭС России цена на электроэнергию для промышленности (уровень ВН) уже «поглотила» эффект девальвации и в 2019 – 2021 годах превысит соответствующие цены в ряде промышленно развитых стран Еврозоны и сравняется с ценой в США. В ряде промышленных и аграрных регионов России цена на электроэнергию для промышленности (уровень напряжения – ВН, от 110 кВ) уже сейчас достигает и превышает соответствующие цены некоторых развитых европейских стран и США.
Двух-трёхкратное преимущество российской тепловой генерации в ценах на природный газ перед странами еврозоны «оседает» в энергокомпаниях, лишая российскую экономику естественного конкурентного преимущества (доля газовой генерации составляет около 50% мощности российской энергосистемы, формирует цену спотового рынка электроэнергии (РСВ), которая составляет 45 – 50% конечной цены для энергоёмких промышленных потребителей).
Дальнейший необоснованный рост финансовой нагрузки на энергорынке только ускорит темпы развития собственного энергоснабжения промышленных предприятий. Среднегодовой рост выработки блок-станций промышленных предприятий составляет 2,4% на фоне стагнации потребления в ЕЭС. Без ДПМ и статуса вынужденной генерации в 2009 – 2016 годах построено около 7,1 ГВт генерирующей мощности, включая новые мощности для промышленных предприятий.
Сокращение промышленного электропотребления, сопровождаемое ростом электропотребления населения, ухудшает экономику сетевого комплекса, ведёт к росту тарифа на передачу, обостряет проблему перекрёстного субсидирования.
В предложениях Минэнерго отсутствует оценка социально-экономических последствий применения нерыночных доплат на масштабную модернизацию ТЭС, не учитывается влияние дополнительных затрат, связанных со строительством удалённых объектов электроэнергетики, развития электросетевого хозяйства, обеспечения модернизации атомной энергетики, развития ВИЭ на темпы роста цены и объёмы платежей потребителей.

Предложения:
1. Выполнить проверку оснований для проведения масштабной модернизации ТЭС и утверждение Минэнерго России о недостаточности для этого существующих механизмов рыночного ценообразования.
2. Выполнить оценку социально-экономических последствий предложения Минэнерго России по введению новых нерыночных доплат на масштабную модернизацию ТЭС с учётом влияния дополнительных затрат, связанных со строительством удалённых объектов электроэнергетики, развития электросетевого хозяйства, обеспечения модернизации атомной энергетики, развития ВИЭ.
3. Разработать и реализовать меры по сдерживанию темпов роста конечных цен и тарифов на электроэнергию в 2018 – 2021 гг. на уровне не выше инфляции, включая сглаживание платежей по ДПМ с 10 на 15-летний период, ликвидацию перекрёстного субсидирования, сглаживание платежей по договорам строительства новых АЭС/ГЭС, исключение продления и появления новых нерыночных доплат на субсидирование объектов ВИЭ, мусоросжигания, цен и тарифов для регионов Дальнего Востока.

Источник: http://www.np-ace.ru