CC BY
9УДК 621.311 Г.П. Кутовой1
РАСПРЕДЕЛЕННАЯ ГЕНЕРАЦИЯ В СТРУКТУРАХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ - АКТУАЛЬНЫЙ ФАКТОР ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Определены ключевые проблемы и приоритеты развития территориальных электросетевых комплексов с учетом финансово-экономических интересов и поставщиков, и потребителей электроэнергии. Даны конкретные предложения и выводы по совершенствованию структуры торговли электроэнергией и ценообразованию на нее для конечных потребителей, обеспечению реальной конкуренции производителей электроэнергии на оптовом и розничных рынках электроэнергии с правом выбора для потребителей наиболее выгодного поставщика услуг, созданию эффективных механизмов финансирования нового капитального строительства энергетических объектов и электросетевого хозяйства.
Ключевые слова: электросетевые комплексы (ЭСК), распределенная генерация, надежность электроснабжения потребителей, оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ), территориальные электросетевые комплексы (ТСО), инвестиционный доступ.
Период «вестернизации» отечественной электроэнергетики [1] осуществлялся на протяжении 22-х лет и продолжается в настоящее время. В качестве итогов этого процесса за обозначенный период на основании анализа динамики технико-экономических показателей отрасли [1] можно сказать, что проведенная реструктуризация отрасли и ее приватизация, как необходимые условия перевода отрасли на рыночные принципы хозяйствования, пока не нашли адекватного продолжения реформ в создании действительно конкурентных условий поставок электроэнергии потребителям с механизмами эффективного сдерживания роста цен (тарифов) для конченого потребителя, хотя предложение над спросом по мощности превышает уже 30 ГВт [3] при достаточном уровне резервов в пределах 12-15% от годового максимума нагрузки ЕЭС. Следовательно, потребители электроэнергии в нашей стране за счет цен (тарифов) на электроэнергию содержат свыше 25-30 млн кВт установленных на электростанциях лишних устаревших мощностей и соответственно - десятки тысяч километров линий электропередачи разных классов напряжения для выдачи в сеть и распределения их мощности. По данным Россети [3], по состоя-
нию на начало 2014 г. только невостребованных мощностей, построенных и введенных в действие на распределительных подстанциях для льготных потребителей по их же заявкам, составило 9,5 млн кВА, а если при этом учесть недоиспользованные трансформаторные мощности подстанций промышленных предприятий и других потребителей, то приведенную цифру можно смело увеличить на порядок. Все это, наряду с неадекватно выстроенной структурой оптовой и розничной торговли электроэнергии, обусловили безудержный, ничем не сдерживаемый рост цен (тарифов) на электроэнергию. В настоящее время создалась парадоксальная ситуация, при которой в нашей стране-экспортере топливно-энергетических ресурсов цены (тарифы) на электроэнергию для отечественных промышленных потребителей выше на десятки процентов, чем в странах-импортерах нашего топлива для их потребителей [2]!
Правительство РФ время от времени тормозит рост благополучия энергетиков, замораживая на некоторое время цены (тарифы), но их динамика после «разморозки» быстро восстанавливается, потому что механизмы ценообразования и хозяйствования в отрасли в свое
1 Георгий Петрович Кутовой - председатель подкомитета тарифной политики и энергоэффективности ТПП РФ, академик РАЕН, профессор, д.э.н., к.т.н., e-mail: GKutovoy@inbox.ru.
время энергетики инициативно узаконили «под себя» и остаются неизменными, а потребители на этом «празднике благополучия» остаются бесправными и вынужденными плательщиками всех «хотелок» энергетиков. Нужно разобраться в причинах такого положения, которое уже давит ценами реальный сектор экономики.
Руководство страны мобилизует силы и резервные средства на реализацию структурной перестройки экономики. В этих условиях энергетика и, в частности электроэнергетика, может и должна стать эффективной составляющей в планах максимального благоприятствования развитию нашей экономики, обеспечивая надежное электроснабжение существующего промышленного сектора и простоту доступа к сети по справедливо сформированным ценам. Сформировалась парадоксальная ситуация, когда наша экономика за 25 постсоветских лет не превысила уровень полезного электропотребления 1990 г., а на строительство и ввод в действие около 40 ГВт генерации, сотен тысяч километров ЛЭП и десятков (около100) ГВА трансформаторных мощностей из реального сектора экономики были в принудительном порядке изъяты триллионы рублей, которые как раз и необходимы для инновационной реконструкции стареющих производств и технологий в реальном секторе экономики. Итак, представляется актуальным ответить на три вопроса.
1. Что нужно было бы поправить в структуре торговли электроэнергией с внесением соответствующих поправок в ценообразование на электроэнергию для конечных потребителей?
Для ответа на этот вопрос следует отметить следующие обстоятельства. При проектировании и внедрении электронной модели оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), аналогом которой была принята одна из нескольких американских моделей оптовой торговли, прекрасно работающая на территории восьми штатов ^М), авторами этой инициативы были допущены две принципиальные ошибки: во-первых, вывели на ОРЭМ практически все городские и промышленные ТЭЦ с установленной мощностью свыше 25 МВт со спецификой ценообразования на электрическую и тепловую энергию при комбинированном их производстве, и, во- вторых, недоучли послед-
ствия наличия в ЕЭС России множества ограничений на перетоки электроэнергии мощности по межрегиональным ЛЭП, что не позволяет реализовать свободные договорные отношения между генерацией и покупателями [3].
В то же время на региональных рынках электроэнергии, в рамках территорий субъектов РФ, остались мелкие электростанции и распределенная генерация разного типа, которые не играют пока значимой роли при ценообразовании. Названные факторы обусловили существенно усложненную электронную модель ОРЭМа с искажением ценообразования по алгоритмам маржинального ценообразования на электроэнергию и мощность, превратили ценообразование на электроэнергию в непрозрачную формулу для конечного потребителя.
Поэтому представляется необходимым внести существенные изменения в электронную модель рынка электроэнергии, выведя из состава ОРЭМа все ТЭЦ, и на их базе с участием других промышленных, коммунальных и независимых когенераций организовать местные рынки теплоэнергии и региональные рынки электроэнергии и мощности с правом потребителей и ЭСК заключать прямые договора с местными электростанциями или с поставщиками ОРЭМа, если для потребителей это будет выгодно [4, 5].
Поэтому сегодня стоит очень актуальная задача - необходимо осуществить переход от неоправдавшей себя модели одноуровневого оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМа) к двухуровневому рынку, в котором на первом - верхнем уровне ОРЭМа остаются работать все межрегиональные электростанции ОГК, ГЭС-генерация и АЭС, физической основой для работы которых является ЕНЭС, а на втором - нижнем уровне создаются действительно конкурентные розничные рынки электроэнергии, на которых работают все существующие ТЭЦ соответствующих ТГК, блок -электростанции промышленных предприятий, когенеративные электростанции коммунальной энергетики и разные по мощности и типам оборудования электростанции на ВИЭ.
Критерием оптимальности ценообразования на электроэнергию для конечных потребителей должен стать следующий критерий -максимальный уровень цены на электроэнергию,
поставляемую из системы централизованного энергоснабжения для конечного потребителя, не должен превышать стоимость производства электроэнергии от собственной генерации (когенерации), построенной для самоэнергообеспечения и работающей в синхронизированном режиме с энергосистемой с учетом обеспечения требуемой для потребителя надежностью энергоснабжения.
2. Как обеспечить нормальную конкуренцию производителей электроэнергии на оптовом и розничных рынках электроэнергии с реальным правом потребителей выбирать себе наиболее выгодных поставщиков со справедливой ценой на транспортные услуги электросетевых компаний или строить для себя собственную генерацию?
Для ответа на второй вопрос отметим следующее. Реализация вышеизложенного принципа ценообразования: при функционировании двухуровневого рынка электроэнергии и мощности потребитель должен иметь гарантированное законодательством право выбора варианта покупки электроэнергии по прямым долгосрочным договорам с местными электростанциями соответствующего розничного рынка электроэнергии, и/или у поставщиков с первого уровня - ОРЭМа, и /или построить собственную электростанцию, если это для него выгодно. Именно потребитель сформирует нормальную мотивацию для поставщиков электроэнергии своим правом выбора более дешевых энергоресурсов. Именно в такой парадигме выстраивания торговых отношений, когда потребитель голосует своим рублем за того или иного поставщика энергоресурсов, заработают механизмы конкуренции в сфере генерации.
Особо нужно отметить особенность продажи электроэнергии (мощности) ТЭЦ, которые в настоящее время недозагружены по теплофикационному режиму и имеют, соответственно, существенные по величинам так называемые конденсационные хвосты (до 50% установленной мощности теплофикационного оборудования). Дозагрузка конденсационных хвостов ТЭЦ с существенно большими (в 1,5-2,0 раза) удельными расходами топлива на производство электроэнергии - это задача общесистемной оптимизации режимов работы ЕЭС в целом. Для
таких ТЭЦ должно быть предоставлено право участвовать на конкурентных началах на рынке системных услуг ОРЭМа, на котором эти недогруженные свободные мощности ТЭЦ могут быть востребованы для целей регулирования частоты тока, покрытия остропиковой части графика электрических нагрузок энергосистем, графика перетоков мощности по ЛЭП, как горячий резерв мощности в узлах нагрузки и пр.
Представляется, что при такой структуре торговых отношений в электроэнергетике совершенно естественно вписываются и возможности работы для так называемой распределенной генерации разного типа. Единственно кто сегодня заинтересован в развитии малой и средней по мощности генерации так это потребители электро- и теплоэнергии, так как к настоящему времени по своим технико-экономическим показателям малая и средняя электрогенерация не уступает, а по ряду показателей превосходит большую системную энергетику на крупноблочном оборудовании, обеспечивая потребителей дешевой электроэнергией (см. табл. 1).
К достоинствам газопоршневых электростанций, по сравнению с крупноблочной энергетикой, следует отнести:
- поэтапные инвестиции при ограниченных рисках и оптимальной генерации прибыли;
- высокую готовность к пуску и ограниченные требования к резервированию при моноагрегатности станции;
- высокий КПД при режимах частичной загрузки;
- быстрый запуск: 5-10 минут из прогретого состояния до полной нагрузки (против 4-5 часов для блочных ТЭС);
- воздушную систему охлаждения, не требующую воды;
- низкое давление топливного газа;
- график обслуживания оборудования не зависит от числа пусков и остановов агрегатов.
В порядке замечаний можно отметить, что сторонники действующей модели развития крупноблочной системной энергетики считают, что развитие малой и средней по мощности газовой энергетики и так называемой распределенной генерации разрушают системную энер-
Таблица 1
Оценочные технико-экономические показатели малой и средней по мощности газопоршневой генерации по сравнению с показателями крупноблочной системной генерации
Типы генерации
Газопоршневые Крупные систем. эл/блоки
Показатели: АЭС ТЭС ГЭС
Номинальная мощность, тыс. кВт 3,9 6,9 8,7 16,6 1150 450 Свыше 100
Уд. расход топлива, кДж/кВт.ч 7817 7753 7737 7616 _ 315 _
КПД, % 46,1 46,4 46,5 47,3 42 75
то же с утилизацией тепла свыше 90% 85% 75%
Охлаждение воздушное вода вода вода
Уд. капвложения, долл./кВт 1100 -1200 3500 2500 от 3000
Удорожание за счет ВЛ выдачи мощности сеть, % 0 35-40 до 30-40
Цена электроэнергии с учетом э/сетевой составл. в ценах 2014 г. для конечного потребителя, руб/кВт.ч 1,5-1,7 3,5
Примечание: все приведенные показатели являются оценочными и приняты по материалам разных энергетических компаний.
гетику, уничтожают основу развития ЕЭС России и не обеспечивают реализацию принципа опережающего развития энергетики. Но такие утверждения по меньшей мере несостоятельны хотя бы потому, что преимущественное развитие малой и средней генерации не противоречит развитию ЕЭС России и необходимости опережающего развития энергетики. Но при этом развитие ЕЭС получает новое техническое качество с более благоприятными экономическими показателями для потребителей энергии и существенно уменьшает необходимые капитальные затраты на создание того самого опережения, что позволяет более экономичным способом ответить на возникающий прирост в энергии в адекватные временные сроки темпам прироста энергопотребления.
Итак, можно заключить, что приведенные технико-экономические показатели малой и средней генерации по сравнению с показателями генерации большой системной энергетики свидетельствуют о том, что научно-технический
прогресс в малой энергетике за последние 20-25 лет существенно повысил ее конкурентоспособность настолько, что требует самым существенным образом пересмотреть парадигму построения систем энергообеспечения и энергоснабжения экономики нашей страны в пользу более ускоренного развития когенеративных систем энергоснабжения потребителей в структуре ЕЭС России. А если при этом учесть, что появление в непосредственной близости к потребителям малой генерации существенно повышает надежность электроснабжения потребителей, удаляет сроки строительства новых или реконструкции действующих объектов электросетевого хозяйства территориальных электросетевых организаций (ТСО), то совершенно очевиден экономический смысл конфликта интересов между большой системной энергетикой, с одной стороны, и малой и средней по мощности когенерации с потребителями - с другой. Но если конфликт интересов между генерациями разного типа и мощности представляет собой нормальную
конкуренцию за договора с потребителями, то конфликт интересов между ТСО и малой и средней генерацией - это искусственно и законодательно созданный конфликт интересов, который в конечном итоге провоцирует избыточные объемы электросетевого строительства для повышения «надежности» электроснабжения потребителей. Как говорится: любой каприз за ваши деньги! Но такая услуга для потребителей превзошла все разумные пределы. Так, например, доля тарифов на транспорт электроэнергии структуре конечной цены на электроэнергию за период реформ отрасли с 1992 г. возросла с 18-20 до 50-60% в 2014 г., что в разы превышает соответствующие показатели в развитых зарубежных странах (см. табл. 2).
Эта проблема могла быть решена, если бы снять запрет для ТСО на владение генерацией с установленной мощностью электростанций, например, до 100 МВт, что позволило бы за счет их рационального размещения оптимзировать развитие электрических сетей напряжением до 220-330кВ включительно, увеличить доходы ТСО и не увеличивать, а уменьшить в целом цены на электроэнергию для конечных потребителей. Это одна из первоочередных задач для законодателей и государственных регуляторов отношений в электроэнергетике.
Только интересы потребителей энергоресурсов должны быть определяющими при решении вопросов объективно необходимой новой эпохи реиндустриализации нашей экономики.
Как снять конфликт экономических интересов между сетевыми компаниями и потребителями? Представляется, что решение этого вопроса можно найти, сняв запрет электросетевым компаниям иметь на своем хозяйственном балансе генерацию, например, с мощностью
электростанций до 100 МВт с правом их работы на розничном рынке электроэнергии. Такое решение позволило бы самым радикальным образом снизить тарифы на электроэнергию для местных потребителей, потери в электрических сетях за счет снижения их загрузки, повысить надежность электроснабжения потребителей от электросетевых центров питания. Это все выгоды потребителей, а электросетевая компания в этом случае повысит капитализацию своих активов на фондовых рынках и получит доход и соответствующую прибыль за счет продажи электроэнергии и мощности своих электростанций на рынке электроэнергии.
Еще об одном важном аспекте этой актуальной задачи, который выводит нас на решение проблем Smart Grid и создание интеллектуальных систем. Создание Smart Grid (это модное название перекочевало в нашу терминологию из за рубежа вместо называвшейся еще в советское время кибернетикой электроэнергетических систем) предусматривает активизацию и использование регулировочных способностей как оборудования электросетевых центров питания, так и регулировочно-адаптационных возможностей самих потребителей с управляемой нагрузкой в целях оптимизации режимов работы электроэнергетической системы при гарантированном выполнении производственных задач потребителями. Технические возможности современных средств режимной автоматики в электрических сетях и АСУТП промпредпри-ятий позволяют решать вопросы интеграции автоматизированных систем разных коммерческих организаций для взаимной выгоды. Но наличие в сетевых узлах питания и у потребителей активных элементов в виде электрогенерации открывает для Smart Grid нишу для очень
Таблица 2
Сравнительная структура цен на электроэнергию в разных странах
Россия США Англия Франция Япония
Годы 1990 2000 2006 2010 2010 2010 2010 2010
Всего, % 100 100 100 100 100 100 100 100
В том числе:
э/сеть, % 18 25 32 61 17 26 30 12
производство
и э/сбыт 82 75 68 39 83 74 70 88
По материалам: АПБЭ, НП «Совет Рынка», Branan.
эффективных экономических решений, так как наличие в электросетевых узлах и центрах питания потребителей генерации не только создает большие маневренные возможности в самой электроэнергетической системе, но, что не менее важно, создает более стабильные и надежные условия электроснабжения потребителей для выполнения их коммерческих обязательств и производственных программ. Представляется, что наличие множества поузловых систем Smart Grid создаст условия для их синтеза в единую иерархически выстроенную интеллектуальную электроэнергетическую систему.
3. Какие необходимы эффективные механизмы финансирования нового капитального строительства энергетических объектов и электросетевого хозяйства, чтобы они не обременяли реальный сектор экономики излишними ценовыми нагрузками на покупаемые энергоресурсы?
И дело здесь не в том, чтобы поставить вопрос о нецелесообразности инвестирования капитального строительства энергетических объектов за счет потребителей электроэнергии - в конечном итоге для этих целей других источников нет, а речь идет о том, как защитить имущественные права фактических инвесторов развития электроэнергетики - промышленных предприятий (акционерных компаний), которые, собственно, являются центрами экономического роста и базой социально-экономического развития страны. Сегодня государство изыскивает финансовые средства для поддержки развития предпринимательства в промышленном секторе экономике за счет бюджета и резервного фонда развития и в то же время изымает у тех же предприятий (акционерных компаний) триллионы рублей для финансирования капитального строительства фактически ненужных для потребителей электроэнергии крупных электростанций и электрических сетей.
Чем же отличается наша действительность от нормально работающей конкуренции энергокомпаний в развитых зарубежных странах? Рассмотрим несколько основных факторов в модели рыночных отношений в нашей электроэнергетике.
За все 25 лет постсоветского периода все стратегические прогнозы развития электроэнергетики на базе социально-экономических про-
гнозов Минэкономразвития России, а их было представлено Правительству РФ для одобрения около десятка, грешили, как показала фактическая реальность, в двух основных факторах: во-первых, в слишком оптимистическом прогнозе темпов роста электропотребления, которые в разы завышали соответствующие потребности в строительстве и вводе новых генерирующих мощностей с соответствующими объемами электросетевого строительства, и, во-вторых, предлагали продолжение советского тренда развития электроэнергетики на базе строительства крупноблочных АЭС и электростанций в основном на газовом топливе, вместо крупномасштабной инновационной программы реконструкции и модернизации действующих электростанций с адекватной программой электросетевого строительства и создания малой и средней по мощности когенерации в центрах прироста спроса на электро- и теплоэнергию.
Такая энергетическая стратегия сформировала неверную целевую задачу опережающего развития электроэнергетики и Правительство РФ, опасаясь образования дефицита энергетических мощностей, приняло беспрецедентное решение - обязало ОГК и ТГК выполнять завышенную, как казалось, инвестиционную программу энергетического строительства без адекватного динамике спроса на энергоресурсы вывода из работы неэффективных старых мощностей на действующих электростанциях. Этим обстоятельством непременно воспользовались упомянутые энергокомпании и добились у правительства гарантий возврата своих собственных и привлеченных финансовых средств для капитального строительства электростанций за счет введения обязательных платежей потребителями электроэнергии по так называемым договорам поставки мощности (ДПМ) [7].
Это «идеальное» решение позволило переложить все финансово-экономические риски энергокомпаний на промышленных потребителей и снять практически всякие ограничения на стоимость капитального строительства энергообъектов. Что касается необходимости развития малой и средней по мощности генерации адекватного приросту спроса на электроэнергию в центрах экономического роста, то Минэнерго России продолжает не видеть эту проблему и
не предлагает каких-либо мер по упорядочению нормативно-правовой базы в этой области. Представляется, что первоочередными мерами упорядочения пока стихийного строительства малой и средней по мощности когенерации могли бы стать:
- механизмы заинтересованности действующих генерирующих (ОГК и ТГК) энергокомпаний в строительстве вместо крупноблочных электростанций когенератив-ных электростанций для промышленных предприятий и коммунальной энергетики на паевых началах или на условиях энергосервисных контрактов;
- снять запрет на владение генерацией для электросетевых компаний, что позволило бы им строить электростанции на так называемых концевых электросетевых центрах питания вместо строительства дублирующих электросетей для повышения надежности электроснабжения потребителей.
Это сняло бы конфликт интересов между электросетевыми компаниями и распределенной генерацией, так как доходы от продажи электроэнергии и мощности генерации формировали бы необходимую валовую выручку сетевой компании.
4. Каким механизмом можно гармонизировать экономические интересы и законные права электросетевых компаний и потребителей электроэнергии при решении вопросов технологического доступа к сети?
Технологический доступ новых потребителей электроэнергии к сети в настоящее время вызывает наибольшее количество нареканий со стороны предпринимателей, хотя за последний год проделана существенная успешная работа со стороны АСИ по регламентированию Дорожной карты доступа к сети. Вопрос остается актуальным в силу не только технических и юридических особенностей задачи, но, что не менее важно, и по причинам более глубоким -каким должен быть механизм финансирования развития электросетевого хозяйства, как должна формироваться и финансироваться программа капитального строительства электросетевых объектов?
Представляется, что решение вопросов развития электрических сетей для технологиче-
ского присоединения новых промышленных предприятий и/или увеличения электропотребления (нагрузок) действующих предприятий лежит в области формирования нормальных недискриминационных рыночных отношений между независимыми хозяйствующими субъектами энергетического рынка - акционерными электросетевыми компаниями и акционерными компаниями-электропотребителями. Нужно в нормативно-правовом отношении определиться в том, что развитие электрохозяйства для перспективного прироста электропотребления (нагрузок) должно осуществляться или за счет привлекаемых кредитных ресурсов с рынка капиталов, и/или за счет средств присоединяемых к сети новых потребителей, которые в этом случае становятся инвесторами электросетевой компании со всеми вытекающими из этого обстоятельства правами и обязанностями для обеих сторон.
Еще раз отметим, что все инвестиционные и другие финансовые риски по реализации проектов электросетевого строительства ЭСК переложены на существующих потребителей электроэнергии независимо от того увеличивают они свое электропотребление или снижают его за счет энергосбережения. В конечном итоге ответом на поставленный вопрос о причинах роста тарифов на транспорт электроэнергии является главным образом неоправданное для существующих потребителей электроэнергии включение в тарифы на транспорт завышенной инвестиционной составляющей на развитие электросетевого хозяйства.
Означает ли это, что нужно отказаться от разработки схем развития и размещения энергетических объектов и электросетевого хозяйства? Конечно, нет. Эта работа наконец-то вернула хотя бы элементы планового начала в развитии энергетики, чего не было и недоставало более 15 лет постсоветского периода. Без прогнозирования и планирования оптимального развития ЕЭС нельзя обеспечить энергетическую безопасность и надежное энергоснабжения страны.
Но вместе с тем совершенно очевидно, возникает предложение не включать инвестиционную составляющую в НВВ ЭСК и, следовательно, в тариф на транспорт электроэнергии для существующих потребителей. С таким предложением выступило Минэкономразвития РФ, признав
целесообразным финансировать развитие электросетевого комплекса за счет только заемных средств, не пересматривая весь механизм формирования инвестиционных программ. Отмечая рациональность такого механизма, следует сказать, что в этом случае сохраняются два из трех недостатка существующего механизма ценообразования: во-первых, остается сложившаяся практика формирования инвестиционных программ ЭСК с ее рисками для потребителей (это плохо), правда, с подключением к анализу ее эффективности кредитной организации в качестве заинтересованной организации (это хорошо); во-вторых, существующие потребители все же обременяются необходимостью оплачивать проценты за кредит и возвращать тело взятых ЭСК кредитов за счет тарифов на транспорт электроэнергии (это плохо). Таким образом, в итоге существующий потребитель заплатит больше, чем сумма, которую он бы заплатил при прямом финансировании строительства электросетевых объектов за счет инвестиционной составляющей в тарифе. Такой механизм финансирования новостроек может быть выгодным лишь при низких процентных ставках на кредит.
К почти аналогичному выводу пришло и руководство ОАО «Россети», когда генеральный директор О.М. Бударгин на круглом столе по развитию электросетевого комплекса 24.03.2014 г. заявил: «Мы не понимаем, почему сегодня тот тариф, который мы получаем, в первую очередь распространяется на будущих потребителей. Мы сегодня снижаем программу модернизации, ремонтов, потому что есть требования строить новые сети. И не те, которые нужны нам для надежности... Считаю, что сегодня тариф должен работать только на действующих потребителей. А средства, которые необходимы для развития, должны изыскиваться от тех, кто требует этого развития - или регион, или федеральные программы». Нельзя не согласиться с такой позицией, но почему «регион, или федеральные программы»? Разве региональный или федеральный орган может видеть пообъектно всю перспективу на 5-10 лет? А почему не поставить задачу более правильно - средства на развитие должны привлекаться от тех, кто требует этого развития.
Что касается позиции ФСТ России - федерального органа исполнительной власти в области регулирования стоимости услуг естественных монополий, то названная организация, видимо, предпочитает практиковать порочные методы индексации тарифов и ЯАВ-регулирование, не взирая на их последствия. Поэтому, соглашаясь с предложениями Минэкономразвития России и «Россети», предлагается для рассмотрения компромиссный рыночный вариант финансирования развития распределительных сетей, в основе своей базирующийся на следующих принципиальных положениях:
• в тарифы на транспорт электроэнергии не должна включаться инвестиционная составляющая для финансирования развития действующей сети (кроме объектов для повышения надежности работы сети) в целях обеспечения технологического доступа к сети новых электропотребителей;
• финансирование развития электросетевого хозяйства и объектов, необходимых для технологического доступа к электрической сети новых электропотребителей, должны осуществляться за счет заемных средств с рынка капитала и инвестиционных ресурсов потребителей-заявителей (инвестиционный доступ к сети);
• для мелких потребителей электроэнергии с общей электрической нагрузкой, например, до 150кВт доступ к электрической сети финансируется за счет заемных средств электросетевой компанией;
• для более крупных потребителей с электрической нагрузкой, например, свыше 150 кВт - реализуется инвестиционный доступ к электрической сети, позволяющий осуществлять ее адекватное развитие за счет самих заинтересованных инвесторов - новых потребителей электроэнергии.
Что понимается под «инвестиционным доступом» к электрической сети крупных электропотребителей? Разрабатываемые и утверждаемые схемы развития и размещения энергетических объектов и электрических сетей не должны директивно превращаться в инвестиционные программы ЭСК, так как это связано с высоким риском формирования отрицательных по-
следствий для всей экономики. Названные схемы должны служить авторитетной экономически обоснованной информационной базой для предпринимателей в разных сферах бизнеса для правильного построения своих частных бизнес-планов с адекватным учетом стоимости энергетических затрат.
Только этим выводом значение разрабатываемых схем не ограничивается. Они должны выполнить еще одну очень важную функцию - сформировать объективную информацию об удельных показателях стоимости электроснабжения и энергообеспечения прироста электрических нагрузок и электропотребления по территории каждого субъекта РФ в рассматриваемом периоде времени. Это очень важный показатель, который открывает возможность определиться:
а) с необходимым объемом инвестиций, адекватных решению вопросов доступа к электрической сети всех новых электропотребителей;
б) удельной стоимостью (руб./кВт) присоединения новых потребителей к электрической сети в рассматриваемом временном периоде.
В условиях акционерной формы хозяйствования и электросетевой компании, и электропотребителей показатели удельной стоимости приращения развития сети на единицу прироста электрической нагрузки новых потребителей открывают возможность для сетевой компании через эмиссию и продажу так называемых инфраструктурных облигаций привлечь деньги присоединяемых к сети потребителей в качестве инвесторов без обременения тарифов на транспорт электроэнергии для уже существующих потребителей.
Очевидно, что стоимость пакета инфраструктурных облигаций, покупаемого каждым присоединяемым к сети потребителем-инвестором, будет пропорциональна заявленной для присоединения к сети электрической нагрузке. Таким образом, объем эмиссии инфраструктурных облигаций и их стоимость как раз и должны определяться в схемах развития, или на их основе, на определенный расчетный период времени и продаваться всем новым потребителям электроэнергии, заявляющим о своем желании присоединиться к электрической сети на территории конкретной ЭСК.
На заявленную максимальную для своего бизнеса электрическую нагрузку (мощность)
заявитель-потребитель обязан будет купить определенное количество инфраструктурных облигаций и тем самым обеспечит ЭСК финансовыми средствами для необходимого электросетевого строительства и технологического доступа к сети. В этом случае новый потребитель электроэнергии становится инвестором развития ЭСК и его права, как инвестора, должны быть защищены действующим законодательством. Он может распорядиться своим пакетом облигаций по своему усмотрению вплоть до продажи их на рынке ценных бумаг, вернув тем самым деньги в сферу своего бизнеса.
Важно при этом отметить, что финансирование объектов внешнего электроснабжения новых потребителей по любому варианту не должно затрагивать тарифы на транспорт электроэнергии для существующих потребителей.
Выводы и предложения
1. В настоящее время имеется достаточно экономических оснований устанавливать стабильные значения тарифов на транспорт электроэнергии для уже существующих и присоединенных к сети электропотребителей на период до пяти лет с возможной их корректировкой не ранее чем через три года.
2. Предложение Минэкономразвития РФ финансировать развитие распределительного электросетевого комплекса за счет заемных средств рационально принять в части финансирования развития сетей для подключения к сети мелких потребителей социального значения и льготируемых потребителей малого бизнеса (с максимальной нагрузкой до 150кВт).
3. Для крупных потребителей, подключаемых к электрическим сетям по индивидуальным проектам, финансирование развития электрической сети для присоединения новых потребителей рационально принять по варианту инвестиционного доступа к сети за счет средств новых потребителей - инвесторов. Для чего проработать механизм эмиссии инфраструктурных облигаций для каждой ЭСК с учетом продажи этих облигаций новым потребителям в объемах, обеспечивающих строительство необходимых электросетевых объектов для подключения к сети заявленных потребителем электрических нагрузок.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кутовой Г.П. Некоторые итоги «вестер-низации» отечественной электроэнергетики в постсоветской период. URL: http://www. portalenergo.ru.
2. Протокол совместного заседания Бюро Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН, НС РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики и НТК НП «НТС ЕЭС» по теме: Оценка состояния рынка электроэнергии и пути его совершенствования. 18.04.2013, Москва.
3. Грачев И.Д., Дьяков А.Ф. Обращение к главам субъектов Российской Федерации // Региональная энергетика и энергосбережение, № 1, 2015.
4. Скарлыгина Н., Фомичева А. // Ком-мерантЪ. URL: http://np-ace.ru/news/power industry/520/.
5. Кутовой Г.П., Кузьмин В.В. О мерах по развитию конкуренции на розничных рынках электроэнергии и услуг ЖКХ // ЭнергоРынок, 2012, № 10(105).
6. Конкурентная среда на рынке газотурбинного оборудования малой мощности //Академия энергетики, № 1(63), 2015.
7. Русских Е. Доклад на конференции «Инвестиционные проекты ТЭК. Аспекты финансирования инвестиций и лизинга энергетического оборудования» //Академия энергетики, № 1(63), 2015.
Поступила в редакцию 28.04.2015 г.
G. Kutovoy2
DISTRIBUTED GENERATION IN STRUCTURES OF TERRITORIAL POWER GRID - ACTUAL FACTOR OF INCREASING THE RELIABILITY OF POWER PROCUREMENT SYSTEMS
The paper defines the key issues and priorities of territorial power grid development with consideration of financial and economic interests of suppliers and customers of electric power. The paper presents specific propositions and conclusions on updating the structure of power trade and pricing of power for end consumers, ensuring of real competition of power producers on wholesale and retail power markets with the real possibility of choice for consumers of the most advantageous supplier, creation of the effective mechanisms of financing of the new construction of energy facilities.
Key words: power grid complexes, distributed generation, reliability of energy procurement, whole sale market for energy and capacity, territorial power grids, investment access.
2 Georgy P. Kutovoy - Chairman of Subcommittee of Tariff policy and Energy Efficienct of CCI of RF, RAEN Academician, Professor, Doctor of Economics, PhD in Engineering, e-mail: GKutovoy@inbox.ru.
