«О переходе к 100-процентной оплате сетевых резервов речи не идёт»

Проект введения оплаты сетевых резервов (наряду с дифференциацией тарифа ФСК) остаётся одной из самых обсуждаемых потребителями инициатив Минэнерго. О том, какие изменения внесены в финальную версию документа, уже переданную в правительство, сроках и принципах оплаты резервов разными категориями потребителей, поговорили с заместителем директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андреем Максимовым. Заодно спросили его о грядущих изменениях для ВИЭ-генерации на розничных рынках.

Андрей Максимов

– Проект введения платы за сетевые резервы обсуждается в секторе достаточно давно. В какой стадии находится подготовка соответствующего законопроекта и когда механизм начнёт работать в России?

– Проект постановления, оформленный в виде поправок в Правила оптового и розничного рынков электроэнергии, находится в правительстве, принятия этого документа достаточно, чтобы механизм заработал с 1 января 2021 года, никаких дополнительных нормативных актов для этого не требуется.

– Какова окончательная схема внедрения оплаты сетевых резервов? Ранее предполагалось, что в течение пяти лет потребители выйдут на 100-процентную оплату резервов.

– В 2021 году будет оплачиваться 10% резерва, в 2022 – 15%, в 2023 году – 20%, с 1 января 2024 года – 60%. При этом о переходе к 100-процентной оплате (с 2025 год – ред.) речи в нашем проекте не идёт – этой нормы нет ни в текущей версии проекта постановления, не было и в предыдущих. Потребителям предлагается несколько вариантов оптимизации неиспользуемых резервов сетевой мощности: снижение величины максимальной мощности, её перераспределение в пользу иных потребителей.

– Ранее потребители выражали надежду, что в 2021 году взимание платы не начнётся: они рассчитывают, что после принятия законопроекта о сетевых резервах в 2021 году будет осуществляться только мониторинг загрузки сетей, так как сейчас, по их словам, такие данные отсутствуют. В таком случае оплата, на основе данных, собранных в 2021 году, стартует только с 1 января 2022 года…

– Потребители в данном случае несколько лукавят. По постановлению правительства № 442 ещё с 2012 года в счетах на оплату в информационных целях указывается объём резерва для каждого крупного потребителя. Как объём резерва может быть неизвестен, если известна максимальная мощность по документам о технологическом присоединении и известно фактическое потребление мощности по данным приборов учёта? Разница между этими показателями и есть объём резерва.

Из постановления правительства № 442 от 4 мая 2012 года:

«Начиная с 1 июля 2012 года сетевая организация по окончании расчётного периода в отношении каждого потребителя электрической энергии, который заключил договор с этой сетевой организацией и максимальная мощность энергопринимающих устройств которого в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт, рассчитывает величину резервируемой максимальной мощности. В информационных целях сетевая организация указывает величину резервируемой максимальной мощности отдельной строкой в счетах на оплату услуг по передаче электрической энергии, выставляемых ею потребителям электрической энергии, для которых указанная величина подлежит определению».

Для понимания поясню, что по данным «Россетей» на основе деятельности их дочерних компаний в 72 регионах, неиспользуемый резерв мощности достигает 60% от общего объёма. В целом по России резерв составляет порядка 133 ГВт. Только с 2010 года по 2016 год сетевые компании ввели в эксплуатацию сетевой инфраструктуры для потребителей на 65 ГВт максимальной мощности, заказанной потребителями при технологическом присоединении и подтверждённой подписанными с двух сторон потребителем и сетевой компанией документами, при этом фактически потребляемая мощность составляет 7,5 ГВт. Нужно понимать, что все затраты как на строительство, так и на эксплуатацию этой сетевой инфраструктуры включаются в тарифы для потребителей соответствующих регионов.

– В какую сумму Минэнерго оценивает ежегодные дополнительные доходы сетей и, соответственно, расходы потребителей в связи с введением оплаты сетевых резервов?

– Тут сразу надо отметить два момента. Во-первых, это вероятностные расчёты, потому что мы всё-таки подразумеваем, что большинство потребителей снизят величину максимальной мощности, которую они долго не используют. Полагаем, что как только они поймут, что за мощность, стоящую сейчас ноль, придётся доплачивать, они ещё до получения счетов предпочтут снизить мощность максимального потребления до реального уровня. Запас в 40% на изменение потребляемой мощности мы считаем более чем достаточным.

Во-вторых, понятие «сети получат» некорректно отражает ситуацию: по предлагаемому проекту постановления всё, что сетевые организации дополнительно получат в этом периоде регулирования в виде платы за сетевые резервы, в следующем периоде регулирования из НВВ будет вырезано, то есть это означает уменьшение тарифа. Тарифный орган определяет объём НВВ на конкретный период регулирования, средства от оплаты резервов туда не заложены, по сути, это дополнительная выручка. Этот объём будет вычитаться из НВВ в следующем периоде. Собранные в рамках оплаты резервов деньги проверяются с трёх сторон: информация об объёме средств верифицируется сетевой компанией, гарантирующим поставщиком и региональной энергетической комиссией. Всё это прописано в проекте постановления, который сейчас находится на утверждении в правительстве.

Учитывая эти моменты у нас есть только максимальные расчёты – вариант, когда никто не откажется от максимальной мощности либо не перераспределит её в пользу иных потребителей. Эта максимальная оценка составляет 61,7 млрд рублей в год, но такой сценарий мы считаем нереальным, и полагаем, что большинство потребителей предпочтут отказаться от излишков.

– В секторе долго обсуждался вопрос о льготах при оплате сетевых резервов для отдельных категорий потребителей. Как эта тема отражена в финальной версии постановления?

– У нас и в предыдущем проекте, и в последнем остались спецусловия для предприятий ЖКХ – организаций, занимающихся водоснабжением, водоотведением; котельных и т.д. Для них остался понижающий коэффициент 0,55, связанный с необходимостью двойного резервирования по технологиям жизнеобеспечения, который сразу применяется к величине максимальной мощности, а уже затем, с учётом коэффициента, идёт сравнение с фактическим потреблением.

Что касается потребителей повышенной категории надёжности, так называемых категорийщиков, действительно, для предприятий I и II категорий по первым версиям документа складывалась ситуация, когда при разнице между фактической и максимальной мощностью более 40% коэффициент оплаты оказывался в два раза больше, чем для потребителей III категории. То есть, если все потребители стартуют с 10% оплаты резерва, то для «высших» категорийщиков показатель составлял 20%. Этот нюанс был учтён, по крайней мере, год назад, эту историю мы убрали: I и II категория теперь стартуют с тех же 10%, что и все остальные.

Кроме того, мы более внимательно посмотрели историю, когда «высшие» категорийщики запитаны от разных сетевых компаний. Например, когда крупный потребитель имеет подключение и к сетям ФСК, и к сетям МРСК. Существовал риск «задвоения» расчётной максимальной мощности, когда каждая из двух сетевых структур будет считать условно по 10 МВт, получая в сумме 20 МВт, хотя по факту есть только 10 МВт. Здесь мы чётче прописали, что объёмы не суммируются, а берётся максимальная величина мощности из двух актов. И уже от неё определяется резерв – как разница с фактом.

– Как урегулирован вопрос учёта присоединённой мощности для генераторов, блок-станций крупных потребителей?

– Распределённую генерацию мы прописали в проекте отдельно, так как у них есть как потребляющие, так и генерирующие объекты, которые объединены сетями собственника, то есть между ними нет посредника в виде сетевой компании. Они выступают на рынке и как покупатель энергии, и как продавец.

Возьмём для простоты конкретный пример: у генератора потребление, условно, 100 МВт, а генерация – 120 МВт. Это значит, что оплата услуг по передаче ноль, так как ты больше производишь, чем потребляешь. Но сети так или иначе задействованы: их держат на случай, если фактическое потребление окажется ниже выработки. Величина платы будет определяться как минимум из 20% потребления от условных 100 МВт (это 20) и максимальной присоединённой мощности, о которой предприятие договорилось с сетями как потребитель. Это, скорее всего, 100 МВт, которые были изначально. То есть минимум 20 из 100. Но у многих это будет величина ниже 20. Собственник говорит: «У меня потребление 100, моя генерация 120. Я последней полностью доверяю, она всегда моё потребление покроет, так что я снижаю «максималку» по сетям до нуля. И тогда у меня оплата услуг по передаче ноль. Или я её, например, снижаю до 10». Тогда у него оплата будет начисляться исходя из второго минимума. Но у большинства, конечно, такой ситуации не возникнет. Чаще всего разговоры о неиспользовании внешних сетей всего лишь разговоры. На самом деле, как держали «максималку» 100 МВт по документам и по факту, так и держат те же 100 МВт.

– Предусмотрены ли в проекте преференции для «традиционной» генерации?

– То же самое, это для всех. ТЭС – это объект по производству, и его энергопринимающее устройство, так называемые «собственные нужды», для большинства это действительно только собственные нужды, но ничто не мешает рядом посадить на «собственные нужды» какой-нибудь свечной заводик. К сожалению, многие этим балуются. Поэтому мы вводим оплату услуг по передаче для всех производителей в принципе. Вопрос лишь только в объёме. Для производителей оптового рынка мы договорились определять ту долю превышения потребления над нормативной величиной, которая начинает попадать в услуги по передаче. Это было учтено ещё в предыдущей редакции.

– На спецльготы при оплате сетевых резервов персонально претендовали ряд крупных потребителей, например, РЖД…

– Нет, больше никаких льготников нет. РЖД прописано одной особенностью, которая уже определена законом с учётом того, что они являются и потребителем, и сетевой организацией одновременно. То есть они в себе объединяют и потребление, и сетевую инфраструктуру: в законодательстве предусмотрено, что они могут не отчуждать объекты сетевого хозяйства по ряду технологических причин. Это вынуждает предусмотреть для них особый порядок расчёта базы оплаты с учётом их специфики, чтобы разделять их собственные и внешние сетевые ресурсы. Речь идёт о разделении их максимальной мощности на ту часть, которая является сетевой инфраструктурой, и ту часть, которая является их потреблением. Никаких иных «льгот» не предусмотрено – все потребители по проекту находятся в одинаковых условиях.

ВИЭ на розничных рынках. Новый этап

– В мае Минэнерго внесло в кабмин пакет нормативных изменений, направленных на совершенствование механизмов поддержки проектов ВИЭ на розничных рынках. Первоначально программа поддержки «зелёной» генерации в рознице была запущена в 2015 году. Как Вы оцениваете результаты за последние пять лет и на что направлены нынешние изменения?

– У нас есть программа поддержки ВИЭ на оптовом рынке, которая включает механизм отбора в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ) и в которой определены конкретные объёмы вводов и возврата инвестиций. В рознице была запущен другая система, где регион совместно с компаниями самостоятельно принимают инвестиционные решения. Если проекты не выбиваются из 5% объёма совокупных потерь сетевых компаний в регионе, они идут в РЭК, получают тариф и сетевая компания, к которой они подключаются, в приоритетном порядке по закону обязана выкупать их киловатт-часы для компенсации потерь в сетях. То есть долгосрочная цена ВИЭ учитывалась в котловом тарифе региона и учитывалась для всех потребителей региона.

Этот механизм поддержки ВИЭ на рознице действует. Только в первом квартале 2020 года состоялись отборы проектов СЭС сразу в пяти регионах: в Свердловской области, Чечне, Башкирии, Московской и Ульяновской областях. По данным Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ), к настоящему моменту на конкурсах в 11 регионах отобрано, по меньшей мере, 26 генобъектов ВИЭ общей мощностью около 300 МВт. В 21 регионе была утверждена нормативно-правовая база, регулирующая условия и порядок проведения конкурсных отборов по включению генерирующих объектов ВИЭ в СиПР субъекта РФ.



Теперь Минэнерго скорректировало программу на РРЭ для повышения её «массовости». Мы инициируем переход на технологически нейтральные отборы; формирование цен для ВИЭ-генерации исходя из цены конкурсной заявки (но не выше утверждённого предельного уровня), а не по регулируемым тарифам. Минэнерго предлагает установить единые правила проведения конкурсов для всех регионов, обязать сетевые организации заключать договоры купли-продажи электроэнергии для компенсации потерь с победителями отборов до начала реализации инвестиционного проекта. Также нынешние корректировки механизма сократят количество документов, необходимых для квалификации проекта как ВИЭ, и установят требования по минимальной доле использования невозобновляемых источников в комбинированных ВИЭ-проектах, что повысит их инвестпривлекательность.

– Текущий потолок цен в рамках ДПМ ВИЭ для ВЭС составляет 85 тыс. рублей, для СЭС – 65 тыс. рублей. Минэнерго не опасается, что переход к технологически нейтральным отборам приведёт к «перекосу» на рознице в пользу более дешёвой солнечной генерации?

– Мы предполагаем, что скорее просто произойдёт разделение. Оно и сейчас происходит – регионы сепарируются по преобладающим типам генерации исходя из природно-климатических особенностей: где-то эффективнее ставить СЭС, где-то – ветряки. Мы не видим в этом проблемы, в рознице нет прямого столкновения между типами ВИЭ-генерации. Текущие изменения – это поддержка всей ВИЭ-истории в целом. На розничном рынке она пока развивается слабее, чем на опте, так как на ОРЭМ более привлекательны условия возврата инвестиций. Но объёмы на опте нужны были для разворачивания производства ВИЭ-компонентов в России. Производство создано, но всё, что пока выпускается, закрывается спросом только в рамках ДПМ ВИЭ. По мере того, как мы будем постепенно сокращать поддержку на оптовом рынке, будет наполняться и розница.

– Но прося в этом году расширить программу ДПМ ВИЭ за счёт квоты будущей программы ДПМ ВИЭ-2, инвесторы в ВИЭ в качестве обоснования говорили о недостаточной текущей загрузке своих производственных мощностей.

– Аргумент такой присутствовал, поэтому правительством было принято решение по изменению объема отборов на 2023-2024 год – как за счёт переноса части объёмов из новой программы ВИЭ 2.0, так и за счёт снижения предельных капексов на отбор.


10 Августа 2020 в 09:51