Лишний тариф: как избежать ошибок при модернизации российской энергетики
До 1 марта 2018 года правительство должно выбрать оптимальный сценарий модернизации российской энергосистемы — такое поручение дал президент. Еще в ноябре на совещании у Владимира Путина обсуждалась представленная Минэнерго программа обновления теплоэлектростанций (ТЭС) стоимостью более 1,5 трлн руб. Теперь ее надо обсудить и доработать с учетом баланса интересов игроков отрасли, включая атомную и возобновляемую энергетику. В дискуссию уже включились крупные потребители энергии: Ассоциация производителей стали и алюминия России направила помощнику президента Андрею Белоусову письмо с критикой предложенной программы, прежде всего заложенного в нее механизма привлечения инвестиций в обновление мощностей.
Ожидается, что новая волна инвестиций в отрасль в следующие 10–15 лет будет обеспечена за счет уже привычной конструкции договоров предоставления мощности (ДПМ). Стоит отметить, что текущая программа ДПМ ТЭС, завершающаяся в 2018 году, обеспечила инвестиции в отрасль в объеме 1 трлн руб., но потребителям в конечном счете обойдется в 2,8 трлн руб. Именно платежи по этим договорам в 2017 году стали одной из причин быстрого роста цен на оптовом рынке электроэнергии — на 11%, что не могло не привлечь внимание к вопросу формирования энерготарифов.
Страхи потребителей подкрепляются государственной политикой в отношении возобновляемой энергетики, которая продолжит оплачиваться по повышенным ставкам. В то же время поддержку нельзя прекратить, если мы хотим сформировать современную энергетическую отрасль. Учитывая перспективность данного сегмента, преференции в среднесрочном периоде будут сохранены.
Потребители голосуют «ногами»
Опасения потребителей могут оправдаться в случае избыточных капитальных вложений в генерирующие мощности из-за неэффективной организации инвестиционного процесса или очередной ошибки в прогнозировании спроса, как это было при планировании текущей программы ДПМ. Любые несбалансированные действия регулятора могут оказать негативный эффект.
В ситуации резкого роста тарифов у крупных потребителей появляется смысл отказываться от централизованного энергоснабжения и развивать собственную генерацию. Сейчас это тем более актуально, низкие цены на газ и падающие ставки по кредитам делают такие решения привлекательными. Стоимость электроэнергии на таких проектах достигает 3 руб. за 1 кВт⋅ч, а это ниже среднего тарифа покупки с учетом затрат на передачу. Но если энергоснабжение энергоемких производств будет осуществляться от собственных электростанций, то окажется под вопросом рост энергопотребления в единой энергетической системе (ЕЭС), что спровоцирует еще более быстрый рост конечной цены в энергосистеме. Фиксированные затраты на обеспечение системной мощности и обслуживание сетевой инфраструктуры могут лечь на плечи меньшего числа потребителей. Не допустить раскрутки этой опасной для целостности ЕЭС спирали можно, ограничив рост цен прежде всего для энергоемких потребителей.
Альтернатива
Ведя борьбу за доступные тарифы в высоких кабинетах, потребители игнорируют другую, менее затратную и радикальную возможность влиять на рынок. Речь идет о «ценозависимом снижении потребления» (demand response) — инструменте, позволяющем влиять на рыночные цены в часы пиковых нагрузок. Это, по сути, единственный на сегодня инструмент достижения баланса интересов покупателей и продавцов электроэнергии при распределении платежей энергорынка.
Механизм подразумевает внедрение автоматизированных систем контроля и управления потреблением, что помимо прочего создает спрос на внедрение новых технологий в энергосистему. В опытном режиме он запущен в 2017 году, и первые результаты его применения в сибирской энергосистеме показывают, что даже незначительное ограничение нагрузки снижает цену на энергорынке на 1–2% для всех потребителей. Де-факто, предлагая рынку часть своей мощности, «активный» потребитель позволяет избежать строительства лишней генерации по ДПМ. Правда, возможностью влиять на уровень цены пока воспользовался только один покупатель оптового рынка — и всего на 60 МВт. Такая низкая популярность этого сегмента говорит о том, что над его настройкой еще предстоит поработать. В частности, расширение его действия на уровень розничного рынка обеспечит значительный рост его объемов. Системный оператор (СО ЕЭС) уже запускает пилотные проекты розничного demand response (например, Ледовый дворец в Ленинск-Кузнецком Кемеровской области), разрабатывая основы абсолютно новой для нашего рынка экосистемы таких взаимоотношений.
Пока же решения о новом строительстве генерации или об удержании от вывода старых электростанций высокими вынужденными тарифами принимаются без учета потенциала снижения нагрузки. Покупатели упускают серьезную возможность влиять на рыночные цены и на баланс мощности в энергосистеме, компенсируя локальные дефициты частичным ограничением своих аппетитов.
Конкурентная модернизация
Грядущая модернизация имеет все шансы на то, чтобы пройти безболезненно для энергопотребителей. Для этого важно обеспечить максимальную прозрачность и открытость процессу отбора проектов, подлежащих оплате в рамках новых ДПМ, и синхронизировать инвестиции в электростанции с развитием электросетевого хозяйства и систем теплоснабжения. Инвестиционные проекты должны отбираться на конкурсе, такой подход уже зарекомендовал себя в рамках оптового рынка. Серьезная конкуренция за проекты по строительству ветропарков спровоцировала снижение заявленных игроками капитальных вложений на 30% относительно утвержденных предельных значений, тем самым существенно ограничив платеж потребителей.
Конкурировать за право реализовывать проекты по обновлению энергосистемы наравне с генерацией должны и сетевое строительство, и проекты demand response. Важно обеспечить возможность всем субъектам электроэнергетики влиять на ее конфигурацию. В этом случае эффективность инвестирования в развитие энергосистемы повысится, а ее структура будет стремиться к оптимуму.
