Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
Главная >> Архив номеров >> О работе НП "Энергоэффективный город" >> >> Архив номеров

Анонсы

05.12.18 Церемония награждения победителей конкурса «Энергия молодости» состоится 7 декабря. Трое молодых ученых из Москвы получат по 1 миллиону рублей подробнее >>>

29.11.18 Светотехническая Премия «Золотой Фотон» открывает прием заявок на второй сезон подробнее >>>

13.11.18 Бесплатный вебинар о ТИМ в теплоснабжении, которую планируют сделать обязательной для объектов с госфинансированием подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

21.11.18 Горизонты атома. Энергетика ветра // ВИДЕО подробнее >>>

07.11.18 Вышел новый номер журнала "ЭНЕРГОСОВЕТ" подробнее >>>

26.10.18 История создания и развития ветроэнергетики в Советском Союзе // СТАТЬЯ подробнее >>>

25.10.18 Опубликованы материалы конференции «Теплоснабжение-2018: Методы повышения эффективности бизнеса» подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 2 (52) за 2018 г

Скачать номер в формате pdf (2259 kБ)

О модернизации тепловых электростанций ЕЭС России. Электроэнергетика может и должна стать локомотивом реального сектора экономики



Рубрика: О работе НП "Энергоэффективный город"
Автор: Кутовой Г.П., научный руководитель Центра экономических методов управления в энергетике КЭУ НП «КОНЦ ЕЭС», председатель подкомитета тарифной политики и энергосбережения ТПП РФ, профессор, член ПРЭН-клуба

Предложения Минэнерго России и Минэкономики России по принципам определения потребности модернизации мощностей сводятся к тому, чтобы модернизацию действующих энергетических мощностей ТЭС общей установленной мощностью 40 ГВт целесообразно осуществить с использованием или, по Минэкономики, за счёт ипотечного кредитования, или, по Минэнерго, за счёт апробированного механизма платежей по договорам поставки мощности (ДПМ). Это принципиальное положение было озвучено Министром энергетики России и поддержано Председателем ФАС России на встрече с Президентом России, исходя из положительного, с их точки зрения, опыта применения вышеназванных платежей по ДПМ для осуществляемого нового строительства электрогенерации общей мощностью электростанций 30 ГВт. В результате появились принципы для конкретного предложения к новой программе для модернизации ТЭС с общей установленной мощностью 40ГВт. Назовём её условно ДПМ-2. Эта тема стала предметом обсуждения экспертным сообществам на разного рода круглых столах [1, 2, 3], в том числе на круглом столе, организованном журналом «Эксперт», на заседании Комитета по стратегическому развитию ТЭК ТПП РФ, а также на круглом столе РСПП. Правда, никто из экспертов и авторов обсуждаемых предложений не мог сослаться на предварительно проведённую расчетно- аналитическую проработку учеными и специалистами профильных организаций этой непростой задачи, и осталось впечатление, что это предложение сформировано самими чиновниками указанных министерств с подачи энергетических компаний.

 При всём уважении к министерским работникам такие системно сложные решения нужно тщательнее готовить, а не ссылаться на то, что они уже получили поддержку Президента РФ и, стало быть, и обсуждать нечего. Тема системно непростая и хотелось бы видеть ее как хорошо проработанную с соответствующими технико- экономическими обоснованиями, которые послужили бы основой для министерских решений. Поэтому нет и экономического анализа влияния результатов уже реализованного ДПМ-1 на экономику непосредственно потребителей реального сектора экономики, за счёт денег которых происходит «окупаемость» инвестиций. Все представители энергокомпаний дружно констатировали, что программа ДПМ-1 успешно завершается и этим заверениям предлагается верить на слово.

Именно поэтому возникает целый ряд вопросов к проекту принципиальных положений к программе модернизации ТЭС по модели ДПМ-2.

  1. Процесс модернизации всех действующих генерирующих мощностей - это процесс постоянный, а стоимость модернизации в более чем в два раза дешевле нового строительства. Поэтому первый вопрос - почему модернизация не проводилась параллельно со строительством новых электростанций на конкурентных с ними условиях?

Ведь если следовать экономической логике, то масштабную модернизацию ТЭС в условиях стагнации уровней спроса на электроэнергию предпочтительнее было проводить вместо нового энергетического строительства, а новую генерацию необходимо было строить по программе ДПМ-1 только взамен вывода из энергобаланса старого энергооборудования, обеспечивая требования нормативного обеспечения энергобалансовой надежности ЕЭС.

В результате разнесения по времени двух инвестиционных процессов, вся построенная генерация по программе ДПМ оказалась избыточной по энергобалансу. При этом каждый проект из перечня новостроек генерации не является эффективными коммерческим проектом, т.к. проекты оказалось загружены не приростом спроса на электроэнергию, а разгрузили в энергобалансе старые малоэффективные мощности, которые не выведены из энергобаланса и оплачиваются до сих пор за счёт роста цен на ОРЭМ. Это противоречит принципам рыночной конкуренции энергопоставок и является примером ущербного для экономики «ручного управления», как говорится «без учёта обратных связей».

  1. Второй вопрос – почему конкурентные отборы мощности проводились не Коммерческим оператором ОРЭМ с привлечением к участию в процессе отбора экспертного сообщества, а монопольно Системным оператором ЕЭС, который отвечает лишь за надежность функционирования ЕЭС и перестал отвечать за повышение экономической эффективности ее работы?

Это обернулось тем, что СО ЕЭС не стал инициатором установления Минэнерго России нормативного показателя энергобалансовой надежности ЕЭС- (Кр), а Минэнерго России не настояло на этом, что в результате привело к завышенному росту резервов с 12% по отношению к совмещенному максимуму нагрузок ЕЭС в начале 90-тых до 60% в настоящее время. А ведь по своим масштабам, если принять в качестве нормативного значения резерва мощности даже 20% от максимума совмещенного графика нагрузок ЕЭС ( ~150 х 0,2=30 ГВт), то излишне накопленная мощность старого энергооборудования на электростанциях ЕЭС при суммарной установленной мощности всех электростанций ЕЭС 240 ГВт составит около 60 ГВт. Это энергетика всех стран СНГ вместе взятых, которая сегодня содержится нашим реальным сектором экономики за счёт завышенных на 30-40% цен (на электроэнергию).

Такая системная ошибка в выборе стратегии развития электроэнергетики стала возможной при:

а) слишком ошибочно – оптимистической оценке перспективной динамики спроса на электроэнергию (мощность) накануне приватизации ОГК и ТГК, а именно: 4,0-4,5% в год против фактически нулевого прироста;

б) обременении договоров купли ОГК и ТГК обязательствами для новых собственников построить энергетические объекты за счёт собственных и заёмных средств, а эти бизнес-проекты для новых собственников по их расчетам оказались не окупаемыми;

в) естественно, что под давлением энергетического лобби без необходимых обосновывающих технико-экономических расчетов было принято беспрецедентное правительственное решение - строить электростанции согласно приложениям к договорам приватизации ОГК и ТГК за счёт привлекаемых банковских кредитов под гарантии Правительства РФ вернуть деньги инвесторам в течении 10-15 лет за счёт принудительных для потребителей договоров оплаты поставок мощности от соответствующих электростанций после их ввода в эксплуатацию. В противном случае не согласным потребителям грозило исключение из торговой системы ОРЭМ;

г) неучастии электрогенерации программы ДПМ ( 30 ГВт) в конкурентном отборе мощности (КОМ) и тем самым ее стоимостные показатели никоем образом никем не анализировались, а реализация не контролировалась, что и обусловило по факту к существенно завышенными по сравнению с зарубежными аналогами капитальным затратам;

д) отсутствии требований к энергокомпаниям программы ДПМ-1 адекватного вывода из энергобаланса старых генерирующих мощностей и проведения модернизации действующих мощностей на конкурентных условиях;

е) отсутствиии условий обязательноого использования отечественного оборудования вместо поставок импортного энергетического оборудования для новостроек. Поэтому, к сожалению, реализация программы ДПМ содействовала, в основном на 80%, развитию за счёт наших плательщиков зарубежных, а не отечественных энергомашиностроительных компаний, которые так и не смогли создать за эти годы отечественные газовые турбины средней мощности.

Такой масштабный инвестиционный бизнес под гарантии Правительства РФ, когда все риски инвестора (финансовые, экономические, ценовые, энергетические и имущественные) были принудительно возложены только на потребителей, до настоящего времени всеми энергетическими компаниями считаются исключительно удачным решением и выгодным бизнесом, мотивация которого была сформулирована по принципу: «потребитель этого не заметит».

Можно только поздравить энергетиков с удачной сделкой, в результате которой 4.0 трлн. руб. в т,ч. 2,3 трлн руб. на генерацию, им удалось изъять из бизнеса у промышленных потребителей и положить на свои счета без всякой реальной пользы для промышленных потребителей.

В результате, был существенно нарушен баланс экономических интересов между производителями электроэнергии и ее потребителями в ценах на покупку электроэнергии, в результате чего принцип «опережающего развития энергетики» превратился в экономический тормоз модернизации производителей реального сектора экономики.

Эта системная стратегическая ошибка стала возможной только в условиях, когда в стране фактически разрушена система стратегического социально-экономического планирования, что ущербно отразилось на проектировании развития уже приватизированной системно сложной инфраструктурной отрасли, какой является электроэнергетика, а на замену пришло неузаконенное в нашей стране примитивное, но успешное лоббирование интересов частных энергокомпаний. Поэтому рыночная по форме реформа электроэнергетики пока демонстрирует лишь 20-ти процентную ценовую зону конкурентных отношений в обороте электроэнергии, а 80% – это зона прямых государственных нерыночных и ущербных для потребителей решений.

Предложенный Минэнерго России вариант модернизации 40 ГВт ТЭС за счёт пролонгации механизма ДПМ-2 - это продолжение очень выгодного для энергокомпаний нерыночного бизнеса с принудительным изъятием денег у потребителей на долгосрочную перспективу. Что касается предложенного ФАС России регулирования цен(тарифов), индексируя их сложившийся уровень по принципу «не выше инфляции» на долгосрочную перспективу, то это самый простой и самый неэффективный метод регулирования цен, который позволяет законсервировать на перспективу завышенные с искажённой структурой базовые цены. Принцип индексации цен очень простой и поэтому очень понятный для больших руководителей, но этот метод самый ущербный для потребителей энергоресурсов, т.к. создаёт видимость социальной справедливости, а по существу является обманом потребителей, которые пока плохо организованы для эффективной защиты своих экономических интересов.

Как выбрать оптимальный вариант модернизации ТЭС, а это действительно нужно делать, со снижением цен на электроэнергию для реального сектора экономики, на что вправе рассчитывать потребители после завершения программы ДПМ, и как при этом не наступить очередной раз на те же грабли?

Чтобы решить эту задачу, время ещё есть и нужно выполнить сравнительные расчеты по нескольким вариантам ее решения.

Предлагается:

  1. Выполнить СРАВНИТЕЛЬНЙ технико-экономический анализ состояния всего действующего парка ТЭС, особенно электростанций с оборудованием для комбинированной выработки электроэнергии и теплоэнергии (ТЭЦ) в городах с централизованным энергоснабжением. Именно здесь можно получить максимальный экономический эффект от их модернизации с заменой на новые технологии.
  2. Рассмотреть варианты модернизации, в первую очередь, ТЭЦ всех компаний ТГК, суммарная установленная мощность которых составляет около 65 ГВт и которые по теплофикационному режиму загружены в среднем на ~50%. Следовательно, это как раз около 30ГВт установленной мощности ТЭЦ (конденсационные хвосты теплофикационных турбоагрегатов), которые и должна стать предметом первоочерёдного отбора вариантов для замены новыми технологиями с демонтажом старья с учётом решения задач оптимизации уже работающих систем централизованного теплоснабжения городов.

Такая расчетно-аналитическая работа должна быть проведена в составе схем теплоснабжения каждого города.

Вывод из энергобаланса временно для модернизации или демонтаж старого малозагруженного оборудования на каждой ТЭЦ позволит более полно загрузить по теплу оставшиеся теплофикационные турбоагрегаты и, следовательно, существенно повысит показатели их эффективного использования. Варианты модернизации ТЭЦ могут быть разные, вплоть до установки парогазового, газопоршневого или газотурбинного оборудования. Но при этом, конечно, необходимо отдавать предпочтение отечественным технологиям и/или иностранным, но с высокой степенью локализации производства в нашей стране, обеспечивая принятие оптимального решения по каждой ТЭЦ.

Существует ещё один очень большой риск для нашей экономики, если модернизация ТЭС пойдёт по пути продления сроков эксплуатации старого оборудования или его замены на такое же, но новое. Это будет медвежья услуга для отечественного энергомашиностроения, которое на эпоху отстанет от мирового научно- технического прогресса, потеряет окончательно свою конкурентоспособность, а потребители получат неэффективную и относительно дорогую систему энергоснабжения прошлого столетия

  1. Оптимизированные системы теплоснабжения городов на перспективу 5-10 лет позволят определиться с каждой ТЭЦ в отдельности в каждом городе с участием как собственников самих ТЭЦ, так и с участием муниципальных и региональных властей, которые в первую очередь ответственны перед своими гражданами за эффективное жизнеобеспечение населения и энергообеспечения бизнеса в каждом городе на территории субъекта РФ.

Если такая расчетно- аналитическая работа будет проделана, то для 75 - 80% населения нашей страны и, следовательно, для 80 % бизнеса (бизнес практически весь концентрируется в городах) будут приняты оптимальные решения по комбинированному теплоснабжению и электроснабжению в зонах уже существующего централизованного энергоснабжения. Да, в этом случае оптимальные решения для ТЭЦ одного города, как правило, могут не совпадать с аналогичными решениями для ТЭЦ в других городах, но именно на уровне Минэнерго России с участием экспертного сообщества необходимо будет сформировать наиболее оптимальный перспективный «залповый» заказ энергомашиностроительной промышленности для организации серийного производства энергооборудования в масштабах всей страны.

У нас для этой работы есть как минимум 2,0 -2,5 года и поэтому не нужно допустить торопливых непроработанных решений, т.к. в нашей стране с ее региональными разнообразиями просчеты с выбором модернизационной программы чреваты существенно излишним объёмом изъятия финансовых средств из реального сектора экономики.

Что касается судьбы ТЭС - конденсационных крупноблочных электростанций с паросиловыми технологиями ( энергоблоки мощностью 100, 150, 300 МВт и более) работающими на природном газе, то представляется целесообразным их рассматривать как резервные мощности ЕЭС с постепенной их заменой атомной энергетикой по всей территории европейской части России и Урала, т.к. экономическая эффективность сжигания огромного количества природного газа с к.п.д. не более 35% с последующей передачей электроэнергии по высоковольтным ВЛ с тройной трансфомацией до потребителей и соответствующими потерями при передаче не может конкурировать с распределенной генерацией и когенерацией с к.п.д. до 85%, располагаемой в центрах роста спроса на энергоресурсы и, следовательно, не требующих электросетевого строительства.

Особо следует отметить проблему модернизации угольной электрогенерации, особенностью которой является:

а) целесообразность сжигания энергетических углей в крупноблочной генерации непосредственно на бортах углеразрезов из-за экономической неэффективности железнодорожной транспортировки низкокалорийный углей на большие расстояния;

б) существенное снижение экологичности и КПД энергетических котлов по мере уменьшения их единичной мощности, что существенно удорожает всю систему энергоснабжения потребителей;

в) поэтому для решения проблем модернизации угольной электрогенерации представляется необходимым рассматривать как можно широкий ряд возможных вариантов с учётом:

– применения самых совершенных технологий сжигания угля;

– утилизации золо-шлаковых отходов;

– сохранения количества и повышения профессионального качества рабочих мест в угледобывающей и углеперерабатывающей отраслях промышленности, т.к. это региональная социальная проблема ;

– возможного использования природного газа в газифицированных зонах;

– возможности замены угольной генерации гидрогенерацией;

– замещения неэффективной угольной электрогенерации передачей электроэнергии из других регионов, и др. варианты.

Поэтому развитие угольной энергетики должно определяться, во- первых, решением задач комплексной оптимизации топливно-энергетического баланса страны на стратегическую перспективу в увязке с решением социально- экономических задач угледобывающих регионов, и, во- вторых, тщательным рассмотрением альтернативных вариантов в составе схем теплоснабжения городов.

На отрицательном примере реализуемой программы ДПМ-1 нужно ещё раз подчеркнуть, что электроэнергетика является лишь обеспечивающей реальный бизнес отраслью и ее неадекватное спросу как опережающее так и отстающее развитие – это всегда энергетический тормоз в социально-экономическом развитии страны.

  1. Можно ли сформировать альтернативный ДПМ-2 вариант финансирования программы модернизации ТЭЦ без дополнительной финансовой нагрузки для потребителей промышленного сектора и не только отказаться от индексации цен(тарифов), а на лет 5-6 оставить их на достигнутом уровне или даже пойти на их снижение? Прежде всего, необходимо наконец-то принять за основу принцип уже после 25 -ти лет реформ и приватизации электроэнергетики, что финансовым источником инвестиционных проблем энергетики должны быть рыночные механизмы ценообразования на электроэнергию и тепло, а регуляторные механизмы государства должны обеспечивать их реализацию.

К настоящему времени, как уже отмечалось не раз, в отрасли созданы все необходимые организационно - правовые условия для реализации рыночных механизмов в обороте энергии, но механизмы ценообразования настолько искажены из-за «благих намерений государства» в пользу энергокомпаний, что невольно возникает вопрос: а зачем тогда была проведена реформа с приватизацией, если цели реформы не достижимы, а в реальной экономике кроме неоправданного роста платежей за электроэнергию и тепло ждать больше нечего?

Это не праздный вопрос, т.к. реальность такова, что после реализации программы обязательных платежей по ДПМ-1 потребители рассчитывают на соответствующее снижение цен(тарифов), однако им внушают мысль, что эти как бы высвобождаемые 1,5 трлн. руб. - это выпадающие доходы энергокомпаний, а не деньги потребителей по определению. И эти деньги энергокомпании знают как «освоить» с одобрения Правительства РФ - на модернизацию ТЭС аж до 2030 года. В этом тоннеле не видно ни конца, ни света! Вместе с тем, резервы в электроэнергетике в настоящее время таковы, что их мобилизация для повышения энергоэффективности позволяет не только осуществить запоздалую модернизацию генерации, но и остановить и даже снизить цены (тарифы) на период до 7-10 лет, если рост ВВП в нашей стране будет постоянно расти темпом 2,0-2,5 % в год.

Эти резервы заключаются:

а) в рыночном несовершенстве торговой системы оборота электроэнергии;

б) в нерыночных механизмах формирования инвестиционных источников развития электроэнергетических компаний;

в) в огромных масштабах разного рода перекрестного субсидирования при ценообразовании на электроэнергию за счёт промышленного потребителя.  Поэтому актуальной является задача - каким образом можно мобилизовать и использовать имеющиеся финансовые резервы в электроэнергетике, чтобы не только обеспечить финансирование запоздавшей модернизации электростанций, но и по возможности снизить цены(тарифы) для промышленного сектора экономики до уровня экономически обоснованных затрат? Иными словами - может ли электроэнергетика за счёт использования накопившихся резервов стать на ближайшие 7-10 лет локомотивом развития реального сектора экономики?

Оценим возможные резервы и механизмы их реализации.

 

А. На оптовом рынке электроэнергии и мощности:

Наименования нерыночных сборов

Годы

2016

2017

2018

2020

2025

2030

1.Цена ОРЭМ+КОМ

49,1

48,4

48,4

48,0

48,4

48,4

2.ДПМ(ТЭС+ГЭС+АЭ+ВИЭ +ТБО)

5,0

7,8

7,5

10,4

6,4

5,8

3.Региональное субсидирование (Крым, Тамань, Калининградуская обл., Д.Восток и др.)

00

0,5

0,8

0,3

0,3

0,3

4. Цена э/энергии ОРЭМа

54,1

56,7

56,7

58,7

55,1

54,5

  1. В ценообразовании на ОРЭМ практикуется разделение электроэнергии на два вида товаров - на переменную составляющую электроэнергии и на ее постоянную составляющую - на мощность. Разделение цены на электроэнергию на две составляющей и организация конкурентных отборов генерации с разными механизмами маржинального ценообразования кроме усложнения самих механизмов ценообразования, создало удобный механизм для организации, например, межрегионального субсидирования тарифов, осуществления платежей по ДПМ, с отнесением всех такого рода ценовых сборов и рисков только на промышленный сектор экономики. Динамику структуры нерыночных наценок для всякого рода «поддержки государством «инноваций», показано в таблице (оценка в евро/МВтч по курсу на декабрь 2017 года):

Как показано в приведённых данных, величина межрегионального перекрестного субсидирования в оплате мощности промышленными предприятиями первой и второй ценовых зон сегодня составляет надбавку уже 17% и увеличится до 2020 года до 22% или примерно на 230 млрд. руб. в год.

Предлагается рассмотреть вариант перехода на единую цену электроэнергии, дифференцированную по параметрам ее производства и потребления, с постепенным отказом от перекрестного территориального субсидирования, что позволит снизить общую цену на электроэнергию ОРЭМ в пределе более чем на 20%.

  1. Конкуренция производителей электроэнергии на ОРЭМе организована без учета типов электростанций и особенностей их участия в покрытии разных зон совмещенного графика нагрузки ЕЭС, что исказило смысл маржинального ценообразования на ОРЭМ. Например, режим работы существующих АЭС в базисной части графика нагрузки, равно как и существующих ГЭС в покрытии переменной части графиков нагрузки ЕЭС, являются безальтернативными вариантами и не требуется их участие в маржинальным ценообразовании, но лишь обеспечивает им сверхприбыльные доходы. Переход на прямое государственное регулирование стоимости электроэнергии на АЭС и ГЭС с последующим ее учётом для усреднения с маржинальной ценой электроэнергии ТЭС позволит существенно снизить цену электроэнергии на ОРЭМ.
  2. Аналогичный вынужденный режим режим работы городских ТЭЦ на местные рынки тепла с очень дорогой выработкой электроэнергии в конденсационном режиме превращает их в так называемую вынужденную ценопринимающую генерацию с искажённым ценообразованием на виртуально поставленную от ТЭЦ электроэнергию на ОРЭМ и обратно с оплатой транспортных тарифов ЕНЭС, по которым ТЭЦ практически ничего не передают. В таком рыночном ценообразовании самые экономичные по технологии комбинированные источники электроэнергии и тепла ставят ТЭЦ на ОРЭМе и на региональных рынках электроэнергии и теплоэнергии в самое невыгодное положение. Именно из-за названного ценового перекоса ТЭЦ проигрывают конкуренцию конденсаионным электростанциям как на региональном рынке электроэнергии, так и котельным на местных городских рынках тепла, хотя экономят по сравнению со своими конкурентами до 40% топлива. Не получают ТЭЦ и адекватной компенсации своего участия в рынке системных услуг [4]. На основании количественных исследований ИСИЭ РАН на примере оптимизации цен( тарифов) для потребителей Иркутской губернии [5] снижение цены для потребителей за счёт оптимизации режимов работы местных ТЭЦ (без учёта электроэнергии ГЭС) и дифференцированной оплаты тарифов распределительного электросетевого комплекса составило 30-40%. Для централизованной зоны электроснабжения ЕЭС аналогичное снижение цен тарифов в среднем по всем субъектам РФ можно оценить величиной в 25-30%.

Следовательно, организация конкуренции электростанций без размежевания их по функциональным режимным особенностям в покрытии разных частей совмещенного графика нагрузки ЕЭС и без правильного учета особенностей работы ТЭЦ на городских рынках теплоэнергии исказили экономическую сущность ценообразования на продукцию ТЭЦ, что обусловило завышенные цены на электроэнергию и тепло. Это мотивирует переход потребителей на самоэнергообеспечение и «котелизацию всей страны».

  1. Практически все механизмы ценообразования сконцентрированы для всех электростанций и для всех перепродавцов электроэнергии (гарантирующие поставщики и независимые энергосбытовые компании) на одной моноторговой площадке - ОРЭМ в Москве, что создаётся видимость «справедливости» распределения затрат на содержание инфраструктурных организаций ОРЭМа и ЕНЭС с трансляцией усреднённых цен ОРЭМа на все множество потребителей во всех региональных рынках электроэнергии субъектов РФ (в зоне ЕЭС). Поэтому представляется целесообразным рассмотреть вариант преобразования всех РРЭ в действительно конкурентные торговые площадки (КРРЭ) для всех местных электростанций, включая ТЭЦ, с правом потребителей заключать договора на поставку электроэнергии от местных электростанций, оплачивая транспортный тариф только по распределительным сетям или покупать электроэнергию от поставщиков с ОРЭМа с оплатой всех сопутствующих инфраструктурных затрат. ОРЭМ в такой модели преобразуется в энергобалансирующий рынок для всех региональных рынков [4,5].

В итоге можно заключить, что эффективной конкуренции производителей электроэнергии на ОРЭМ в существующем его виде не удалось организовать, а без установленного норматива резерва энергобансовой надежности работы ЕЭС при «оптимистических» прогнозах роста электрических нагрузок механизмы проведения КОМ на перспективу превратились в субъективную «игру в цифирь» с высоким криминальным риском.

 

Б. О функционировании региональных рынков электроэнергии на территориях субъектов РФ.

Региональные рынки электроэнергии в рамках субъектов РФ задумывались как конкурентная среда для частных энергосбытовых компаний, которые должны были бороться за договора поставок электроэнергии потребителям, предоставляя им выгодные сервисные условия. При этом из самых благих намерений для надёжного энергообеспечения населения были учреждены так называемые гарантирующие поставщики (ГП), тендерный отбор которых среди независимых энергосбытовых компаний гарантировал безотказное заключение договоров поставки электроэнергии для всех потребителей на территории субъюекта РФ. В результате на территории каждого субъекта РФ вместо конкуренции энергосбытовых компаний фактически появился региональный монополист в области энергосбытовой деятельности, который фактически замкнул на себя регуляторные функции доступа в регион других независимых энергокомпаний, функции покупки электроэнергии с ОРЭМа, покупки электроэнергии от распределенной генерации, а также от блок - электростанций промышленных предприятий для продажи местным потребителям, утилизуя для себя маржинальный доход участников РРЭ. Практика работы ГП в ряде субъектов РФ показала и высокий риск коррумпированности такой деятельности, результатом чего, в частности, являются неплатежи на ОРЭМ и электросетевым компаниям, размеры которых оцениваются величиной 230- 250 млрд рублей.

Преобразование РРЭ в конкурентные КРРЭ и появление энергоснабжающих самобалансирующих организаций (ЭССО) как свободных торговых площадок позволит реально и гармонично реализовать для всех потребителей - покупателей электроэнергии недискриминационное право выбора для себя наиболее эффективного поставщика (генератора) электроэнергии либо принять для себя вариант строительства собственной генерации, сохранив связь с электросетевой компанией для решения вопросов надежности энергоснабжения, качества электроэнергии, покупки/продажи на торговой площадке КРРЭ своего энергетического небаланса.

Субъектами КРРЭ в предложенном к рассмотрению варианте должны быть:

ОРЭМ с его поставками электроэнергии на каждую торговую площадку КРРЭ с показателями цены и ресурса в зависимости от времени поставок;

– все действующие на территории субъекта РФ городские ТЭЦ соответствующих ТГК и других независимых компаний;

– все образовавшиеся ЭССО на территории субъекта РФ;

– все блок-электростанции промышленных предприятий и прочих потребителей - просьюмеров;

– вся разного типа и мощности независимая распределенная генерация, включая ВИЭ;

– все потребители электроэнергии на территории субъекта РФ;

– все инфраструктурные организации рыночных отношений на КРРЭ:

На каждом из указанных торговых уровней, должны быть организованы отдельные торговые площадки с идентичными правилами торговли и транспарентным ценообразованием по свободным договорам поставки электроэнергии.

В такой трёхуровневой с учётом ЭССО структуре рынка электроэнергии ОРЭМ представляет собой поставщика электроэнергии (мощности) на всех КРРЭ со своими показателями ресурсов для продажи и со своими ценами от множества электростанций ОРЭМа с учетом транспортного тарифа ЕНЭС применительно к точке поставки каждого КРРЭ.

По своему новому функционалу в новой структуре торговых отношений ОРЭМ должен выполнять роль энергобалансирующего рынка для всех КРРЭ, конкурируя с субъектами - генерацией этих КРРЭ, а также должен быть организован эффективный рынок системных услуг для обеспечения надёжного функционирования всех систем энергоснабжения потребителей на территории субъектов РФ и ЕЭС России в целом.

 

В. Особенности формирования стоимости услуг (тарифов) на электроэнергию в электросетевой комплексе.

В структуре цен на электроэнергию для разных групп потребителей электроэнергии доля тарифа на транспорт электроэнергии достигает в нашей стране от 40 до 60% , что является весьма существенной величиной и, как показывает аналитическое сравнение наших показателей с показателями развитых зарубежных стран, превышает аналоги почти в два раза. А если рассмотреть динамику этого показателя в структуре цен на электроэнергию в нашей стране за постсоветский период, то эта динамика выглядит следующим образом 

1990 г. – 18%; 2000 г. – 25%;  2010 г. – 40%; и в 2017 г . – свыше 50%.

Что касается формирования финансовых источников для реализации развития распределительного электросетевого комплекса, то для целей модернизации и реконструкции существующих производственных фондов электросетевых компаний в интересах уже существующих потребителей централизованной зоны электроснабжения должны использоваться собственные средства электросетевых компаний, предусматриваемые в виде инвестиционной составляющей в тарифах на транспорт электроэнергии, и привлекаемые средства вновь заявляющихся для технологического присоединения потребителей на принципах инвестиционного доступа к сети[6,8]. При этом присоединяемый к сети новый потребитель электроэнергии должен рассматриваться как инвестор в развитие электросетевой компании с защитой его имущественных прав как дольщика соответствующей компании. Представляется, что такой принцип формирования финансовых источников капитального строительства по развитию распределительных сетей повысит их загрузку и экономическую эффективность использования.

Что касается снижения уровня перекрестного субсидирования цен (тарифов) для населения, то это скорее политическая а не экономическая задача, решать которую должно государства, например, перейдя на формирование дифференцированных цен (тарифов) для населения в зависимости от объёмов электропотребления, постепенно переведя перекрестку внутрь ценообразования для населения и приравненных к ним потребителей [9]. Однако Минэнерго России озабочено, к сожалению, задачей не разработкой мер по снижению уровня перекрестного субсидирования, а мерами распространения перекрёстки на потребителей - субъектов ОРЭМа. Этот популстский приём проще выдать за «борьбу с перекрёсткой».

В итоге можно отметить, что финансовые резервы в электроэнергетических компаниях для повышения своей энергоэффективности достаточны для реализации всех инвестиционных проблем по модернизации как генерирующих мощностей, так и электросетевого хозяйства и оцениваются величиной свыше одного триллиона рублей в год:

Следовательно, сегодня промышленные предприятия оплачивают энергокомпаниям почти двойную цену (тарифы) за электроэнергию и поэтому их стремление повысить свою прибыльность за счёт строительства собственной генерации экономически оправданно как за счёт реализации своих корпоративных программ энергосбережения, так и за счёт варианта самоэнергообеспечения.

Предлагается Минэнерго России, ФАС России отказаться от системы управления развитием ЕЭС административными механизмами типа ДПМ, что противоречит принципам конкуренции инвестиций и снижает эффективность ее работы, и рассмотреть альтернативный вариант формирования торговой системы в обороте электроэнергии с переходом от сложившейся моноцентричной структуры торговли электроэнергией к полицентричной структуре энергорынка [4,5,9], что позволит не только реализовать планируемую программу модернизации ТЭС на суммарную мощность около 40 ГВт, но и снизить цены на электроэнергию на предстоящие 7-10 лет для потребителей реального сектора экономики.

Основное целеполагание означенного перехода - это снятие со вновь появляющихся субъектов реального сектора экономики излишне            раздутого через ценообразование на энергоресурсы финансового обременения, а именно:

а) постепенный отказ от перекрёстного субсидирования; 

б) превращение РРЭ в региональные торговые площадки для производителей электроэнергии с прямым доступов на торги потребителей и энергосбытовых компаний;

в) пересмотр оплаты транспортных тарифов ЕНЭС и МРЭСК + ТСО, привязав размеры платежей к покупкам электроэнергии с ОРЭМа или с розничных региональных рынков соответственно [4, 5];

г) преобразование ОРЭМ в энергобалансирующий для всех РРЭ со своими ресурсом и ценой электроэнергии в каждой группе точек поставки для каждого РРЭ;

д) усовершенствовать рынок системных услуг для всех субъектов оборота электроэнергии.

 

Очевидно, что решить поставленную проблему одноактным принятием некоего одного правоустанавливающего документа нельзя, т.к. сложившаяся непростая система торгово- хозяйственных отношений в обороте электроэнергии с соответствующей системой ценообразования требует и системного подхода к ее изменению с предварительной проработкой всех ньюансов такого перехода. По сути речь идёт о необходимости продолжения реформы в электроэнергетике с новой парадигмой ценностей, когда в основу целеполагания должны быть приняты, в первую очередь, показатели комплексной энергетической и экономической эффективности социально-экономического развития нашей страны, т.к. слишком опережающее так и отстающее развитие системной электроэнергетики – это всегда энергетический тормоз в развитии страны.

Все статьи рубрики О работе НП "Энергоэффективный город"

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47), №2 (48), №3 (49), №4 (50),

Выпуски за 2018 год: №1 (51), №2 (52) , №3 (53).

Статьи по темам

Энергетика (18) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (21) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (8) ,
Энергоменеджмент (5) ,
Энергоэффективные здания (2) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (135) ,
Теплоснабжение (95) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (47) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (44) ,
Новые технологии (46) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2018
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Бесплатный вебинар «Монтаж арматуры приварного соединения. Частые ошибки на объектах» подробнее