Сложно, но нужно. Минэнерго меняет правила игры

Завершается этап общественных слушаний проекта ФЗ «О содействии инфраструктурному развитию и повышении эффективности управления в сфере электроэнергетики и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Документ размещен на федеральном портале проектов нормативных правовых актов и доступен для общественного обсуждения.

При том, что проект закона разработан Минэнерго России совместно с представителями энергетических компаний, экспертного и отраслевого сообщества, уже сейчас многие участники рынка сдержанно или скетически отзываются о некоторых его положениях. Показательным стало заседание Экспертного совета при комитете по энергетике Госдумы, где обсуждались изменения в функционировании энергосбытовых компаний (ЭСК), предусмотренные проектом ФЗ.

Наиболее бесстрастным было выступление представителя Россетей, пояснявшего пункты о запрете на техприсоединение новых потребителей к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). А также перевод потребителей ЕНЭС с тарифа магистральных сетей на котловые тарифы в течение пяти лет и введение рыночных условий для ВИЭ (исключение покупки на оплату потерь и снижение порога до 5 МВт).

Представитель Минэнерго апеллировал к повышению цены на электроэнергию (с 6,5 до 13 рублей за кВт•ч) при отсутствии изменений в действующие механизмы в электроэнергетике к необходимости перехода к опережающему развитию энергосистемы страны.

А участники рынка ВИЭ и потребители электроэнергии высказывали сомнения в целесообразности озвученных предложений и опасения от их принятия для бизнеса и экономики страны.

«ЭПР» представляет основные тезисы участников обсуждения.

Елена МЕДВЕДЕВА, директор Департамента оперативного управления Минэнерго России:

«Закон направлен на оптимизацию ресурсов, которые существуют в электроэнергетике в условиях запуска нового инвестиционного цикла.

Мы столкнулись с новыми вызовами нашей отрасли. Темпы развития отдельных отраслей, появление энергоемких технологий требуют в том числе строительства новых мощностей в энергосистеме.

Это в том числе требует почти 18 триллионов рублей для электросетевого комплекса.

Проекты в магистральном комплексе связаны с глобальным развитием, которое предусмотрено генеральной схемой. Запланированы строительство и развитие линий электропередачи на дальние расстояния сверхвысокого напряжения и технологии постоянного тока, без которых наша энергетика уже не может существовать.

Необходимо приводить в порядок распределительный комплекс — слабое место в энергосистеме, при этом наиболее близкое к потребителю. Несколько лет мы прорабатываем программы повышения надежности. Реализовать их требуется в 47 регионах. И это подчеркивает объем накопившихся проблем в части износа, надежности и нагрузок в распределительном комплексе.

Для работы над законопроектом создана большая отраслевая рабочая группа, разделенная на восемь тематических групп. Одна из них посвящена сетевому комплексу, ее курируют «Россети».

Если не менять существующие подходы и продолжать инвестировать в развитие и строительство, то к 2042 году мы придем к неконкурентной стоимости киловатт-часа. По нашим оценкам, конечная стоимость для потребителя будет составлять без учета дисконтирования почти 13 рублей киловатт-час (сейчас около 6,5 рубля).

Причем примерно 40% этой стоимости будет приходиться на обслуживание дорогих кредитов, которые потребуется привлечь для реализации планов строительства при текущей модели.

Поэтому закон направлен на то, чтобы к 2042 году при реализации запланированного строительства удерживать конкурентную, по нашим оценкам, стоимость киловатт-часа в 8 рублей.

Это в том числе совершенствование модели управления спросом. Разработка моделей, которые позволят формировать новые поведенческие шаблоны наших потребителей.

Реорганизация экономических взаимоотношений в электросетевом комплексе также позволит высвободить или дополнить ресурсы, необходимые для развития электросети: за счет перераспределения средств, усовершенствования перекрестки.

Тариф ЕНЭС сейчас недорегулирован. Он ограничен, чтобы не растить инфляцию. Но не сбалансирован. Этого тарифа не хватает на перспективное развитие и строительство.

Сергей ГАФАРОВ, заместитель начальника Управления регулирования электроэнергетики ФАС:

«Вектор движения выбран правильный. В законе присутствует поэтапность перехода существующих потребителей организаций по управлению ЕНЭС в котел. Но надо оценить тарифные последствия и посмотреть шаг перехода — 2030 год или 2035 год. Требуется более детальная оценка. Полагаем, что для потребителей, которые придут после вступления в силу закона, должны быть заранее известны условия и понятны тарифы на услуги по передаче ТСО.

Но при переходе потребителей в котел либо будет снижаться тариф на услуги по передаче — в тех регионах, где отсутствуют регуляторные долги. Либо регионы все-таки не примут решение направить высвобождающиеся средства на инвестиционные проекты. Возможно, тарифы на услуги по передаче в субъекте поменяются и могут в некоторых регионах даже снизиться.

В отношении ставок ВИЭ, мы всегда выступали за то, чтобы не выделять отдельные категории потребителей. Получается, мы опять некую перекрестку внутри уровня напряжения разгоняем.

Хотя скорее мы поддерживаем необходимость высвобождать электросетевой комплекс от «социальной нагрузки» по поддержке ВИЭ. Надо оценивать конкурентоспособность соответствующих производителей электрической энергии с использованием возобновляемых источников. Насколько они самостоятельно могут конкурировать, в том числе с существующими тепловыми станциями».

Александр КОРОТЕНКО, начальник департамента по нормативно-правовой работе Россетей:

«Положения законопроекта — это продолжение реформы СТСО (системообразующие территориальные сетевые организации).

Одна из основных новелл — котел сверху во всех регионах. Также законопроектом устанавливается, что новых опосредованных присоединений на ФСК с точки зрения услуг на передачу быть не может.

Соответственно, опосредованные присоединения и все «грозди», которые исторически образовались, с учетом низкой стоимости услуг на передачу электроэнергии, законопроектом исключены. Осталось только непосредственное присоединение на ФСК и существующие до вступления в силу закона присоединенные потребители, так называемого первого уровня. То есть конструкция предусматривала, что ТСУ обеспечивал заключение договоров на услуги по передаче с такими потребителями. Это реализовано на практике. С 1 мая 2025 года на новых территориях все потребители, в том числе присоединенные непосредственно к сетям ЕНЭС, оплачивают тариф на услуги на передачу по уровню напряжения. Договор заключается с СТСО.

Мы предложили, чтобы все потребители заключили договор с СТСО. Соответственно, организация управления ЕНЭС заключала бы договор на услуги на передачу только с СТСО.

Предполагается, что все действующие потребители в течение пяти лет оплачивают тариф ЕНЭС, плюс дельту по перекрестке региона, в котором они находятся.

Все новые потребители, которые присоединяются к сетям ФСК, сразу переходят на региональный тариф. Запрета на технологическое присоединение законопроект не предполагает.

Данные новеллы направлены на решение задачи существующего большого объема перекрестного субсидирования, высоких котловых тарифов. И позволит снизить темпы роста перекрестки, перераспределить ее, чтобы дать возможность регионам, где есть регуляторный долг либо накопившиеся неисполненные договоры по льготному техприсоединению (ТП) и необходимо реконструировать изношенные сети, провести эту работу.

Кроме того, законопроект предусматривает небольшие донастройки института СТСО. Преимущественное право выкупа СТСО при приватизации государственного муниципального имущества, доработка взаимоотношений, получения необходимой информации для экспертизы тарифных заявок и инвестиционных программ.

Еще один блок связан с взаимодействием организаций управления ЕНЭС с иными владельцами объектов ЕНЭС. В случае внедрения нового механизма ФСК полностью будет обеспечивать эксплуатацию и покупку потерь в этих сетях, организацию учета с точки зрения оптового рынка и, соответственно, потери в сетях ЕНЭС. Эти потери, в том числе иных собственников, ФСК будет покупать на оптовом рынке. Ставка АТС на покупку потерь будет считаться правильным образом по всему контуру ЕНЭС, а не только контуру, который принадлежит ФСК.

Также законопроект регламентирует покупку потерь ВИЭ, которые территориальные сетевые организации обязаны осуществлять в силу закона. Эти расходы растут, и на 2026 год ожидаются более 2,5 млрд руб.

Мы предлагаем финансировать развитие розничного рынка за счет тех генераторов, которые будут появляться после принятия закона. То есть у действующих подключившихся генераторов мы продолжим покупать потери по существующей схеме. А у вновь появляющихся — после завершения жизненного цикла проекта (например, 15-летнего).

С нашей точки зрения неправильно финансировать развитие розничных ВИЭ за счет компаний сетевого комплекса.

Также предлагаем снизить планку для новых ВИЭ и розничной генерации с 25 МВт до 5 МВт, чтобы они становились участниками оптового рынка». 

Алексей СИНЕЛЬНИКОВ, заместитель директора по развитию розничного рынка и сетей Ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:

«Промышленные потребители являются наиболее чувствительными к росту стоимости электрической энергии — любые дополнительные копейки или рубли автоматически запускают процессы поиска альтернатив. Потому что мы вынуждены выживать в очень жесткой конкурентной среде. И себестоимость производства основных продуктов завязана на стоимость электроэнергии. Она может составлять до 70%.

Поэтому мы категорически против перевода промышленных потребителей в котел.

Мы хотим победить перекрестку уже несколько лет. В 2017 году она составляла 50 млрд рублей, сейчас уже 380 млрд рублей. Галопирующий рост перекрестного субсидирования подтверждает отсутствие заинтересованности со стороны сетевой монополии делать шаги навстречу, чтобы снизить котловую нагрузку, повысить эффективность ее использования.

У нас до сих пор отрицательные ставки перекрестного субсидирования в десяти регионах. Плюс в котлах присутствуют нулевые ставки перекрестного субсидирования.

Перекрестка давно перестала быть способом поддержки населения. Когда у нас 27% необходимой валовой выручки по полезному отпуску — перекрестка, стимула к ее снижению у сетевой организации не существует. И борьба с перекресткой через перекладывание ее в новый источник не даст эффекта снижения. Это станет новым источником необходимой валовой выручки сетевой организации.

И если электросетевая организация оказывает нам услуги по передаче в виде единой национальной энергетической системы, то экономически обоснованным является тариф Единой национальной энергетической системы.

Россети же считают, что ЕНЭС должна существовать не для покупателей электроэнергии, а для доставки электроэнергии Россетями.

Если у нас возникает предельный тариф, при котором собственная генерация будет экономически эффективнее, нам придется переходить на альтернативные источники электроснабжения. Иначе получим неконкурентную стоимость основной продукции и гораздо более серьезные экономические
последствия».

Валерий СЕЛЕЗНЕВ, первый заместитель председателя комитета Государственной Думы по энергетике:

«Изменения направлены на более справедливое распределение перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе и снижение тарифной нагрузки на потребителей, находящихся в котловой модели.

Отмечу, что одноставочный тариф на входе по передаче электроэнергии по сетям ЕНЭС (Единая национальная электрическая сеть) во втором полугодии 2025 года составил 57 копеек за киловатт-час. При этом средний единый тепловой тариф на уровне высокого напряжения — 2,2 рубля.

Давно говорили о том, что надо убирать нагрузку на сетевой комплекс, который фактически компенсирует разницу в ценообразовании на ВИЭ. Но сетевой комплекс свою роль выполнил, и теперь затраты нужно перекладывать на рынок и потребителей. Иначе одни живут за счет других».

Дмитрий ГОЛОВКО, руководитель направления по развитию энергетики группы НЛМК:

«Согласно официальному прогнозу НП «Совет рынка», оптовая цена к 2042 году составит 12 руб. за кВт/час. Причем в ней не учитывается сетевая составляющая. А сколько она составит? 20 рублей? 30? Как это выдержит промышленность?

И ни один новый потребитель не будет подключаться на уровень высокого напряжения при 15–20-процентной доле электроэнергии в себестоимости. Он не сможет конкурировать ни с одним из внутренних или зарубежных производителей. Такими решениями вы ставите промышленность на колени, а о каком-либо развитии говорить просто не приходится. И новые потребители будут строить собственную генерацию и присоединяться к сети только на минимальные ответственные объемы потребления — 15-20 МВт.

Об этих последствиях стоит подумать очень внимательно».

Сергей САСИМ, директор Центра исследований в электроэнергетике Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей:

«Правительство довольно последовательно идет по пути внедрения концепции СТСО, которая предполагает, что оказание услуг по передаче возможно только через системообразующую организацию. Эта логика была озвучена сразу на старте концепции СТСО.

И тот факт, что технологически присоединенные объекты к ЕНЭС позволяют таким потребителям оплачивать электроэнергопередачу по тарифу в 3,6–4 раза меньше, этому не соответствует.

Безусловно, процесс «увязывания» потребления таких с котловым тарифом для уже присоединенных абонентов будет болезненным. Но для новых потребителей — это вполне логичный шаг. На сегодня темпы перекрестного субсидирования, несмотря на героические усилия ФАС, уже не позволяют «вписаться» в региональные ограничения, учесть все расходы сетевых организаций, которые требуются для эффективного и надежного функционирования. Поэтому другого способа, кроме как увеличивать объем котла, мне кажется, нет.

Что касается уже подключенных абонентов, то для них это выход из зоны комфорта. Но, например, майнеры могут «сидеть» на распредсети и потреблять электроэнергию. И другие потребители могут. Более того, сами крупные потребители раньше тоже сидели на котловом тарифе и потребляли электроэнергию, оплачивая перекрестное субсидирование.

То есть вопрос необходимо переводить в русло оценок. Например, потребителей, в себестоимости продукции которых доля электроэнергии, занимает более 15%, крайне немного, всего 1-2%. При этом доля сетей в конечном тарифе в среднем составляет 40%, а для крупных потребителей, на более высоком уровне напряжения, и того меньше. То есть для крупных потребителей важнее рост цены генерации, а не сетей.

Наши потребители конкурируют не только друг с другом, но и с зарубежными коллегами, у которых стоимость электроэнергии значительно выше. И некоторые из этих стран идут не по пути искажения тарифов, а по пути формирования условий получения госкомпенсаций общей стоимости оплачиваемой электроэнергии. То есть такие компенсации получают не все, а только те, кому они объективно нужны.

Требовать от сетей, чтобы они своей экономией оплачивали развитие потребителей — не вполне правильно.

Поэтому, во-первых, необходимо четко посчитать, какие цена на электроэнергию и тариф на передачу приемлемы для того или иного бизнеса. И очень много драматизма отпадет.

А во-вторых, еще раз подумать над тем, чтобы вопрос решался не за счет искажения тарифной модели.

Нежелание крупных потребителей оплачивать перекрестку, понятно. Но мы уже находимся в точке, когда либо мы будем расплачиваться надежностью, либо принимать не для всех комфортные решения».

Алексей ЖИХАРЕВ, директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ):

«Причина нежелания сетевых компаний приобретать потери у квалифицированных объектов ВИЭ понятна. Регионы проводят отборы, но потом органы регулирования не включают эти затраты в тариф сетевых организаций. У нас было предложение — на законодательном уровне обязать органы регулирования такие затраты на покупку потерь у квалифицированных объектов ВИЭ включать в тарифы.

На нашем рынке все затраты генераторов или сетей так или иначе делятся между группами потребителей. И нет математической разницы, как приобретать потери: силами сетевой организации или включая в тарифы и точно так же транслируя на потребителей в зависимости от категории. Или реализовывать какой-то иной механизм оптового рынка. Или придумывать новый розничный механизм.

И напомню, у нас всегда актуально было ограничение 5% потерь. То есть мы не обсуждаем глобальную проблему, которая может вызвать резкие изменения цены.

Важно лечить не симптом, а проблему, которая годами копилась. Но текущее предложение эту задачу не решает, а только усугубит ситуацию.

Сейчас возобновляемая энергетика — наиболее дешевая на территории Российской Федерации. То есть уже два года цены, которые предлагают солнечные и ветровые электростанции, в два и более раз ниже, чем у любого другого вида генерации.

Мы много раз поднимали вопрос о повышении порога мощности собственной генерации, до которого станции еще не обязаны выходить на оптовый энергорынок (ОРЭМ), выше 25 МВт. Это позволит реализовывать проекты ВИЭ по всей стране и за счет этого увеличивать выпуск продукции на локализованных производствах.

А при текущих положениях законопроекта (снижение порога мощности для ВИЭ-генерации до 5 МВт ) непонятно, что мы хотим сделать с возобновляемой энергетикой. Текущие программы стимулирования инвестиций конечны. С 2028 года идет снижение объемов ежегодного ввода до 300 МВт и ниже. А производства созданы на 2 ГБ.

То есть нет внятных механизмов реализации таких проектов. Несмотря на то, что они готовы предложить самую низкую стоимость электрической энергии».

Газета "ЭПР"