Ассоциация "Сообщество потребителей энергии"

18/10/2024

«Сообщество потребителей энергии» считает необоснованными и нецелесообразными поддерживаемые Минэнерго России инициативы ПАО «Россети» о внедрении механизма оплаты услуг по передаче электрической энергии, исходя из максимальной мощности присоединения, а не фактического потребления (принцип «take-or-pay» – «бери или плати»).

Совокупный экономический эффект от предлагаемых мер отрицательный, поскольку суммарные общественные затраты возрастают без увеличения объемов выпуска товаров и услуг. Инициатива необоснованно увеличит себестоимость производства, а значит приведет к росту цен и разгону инфляции.

Экономическая ответственность потребителей за заказываемую мощность уже многократно возросла с включением с 1 июля 2024 года платы за инвестиционную составляющую при технологическом присоединении к электрическим сетям. Дополнительные меры в виде принципа «бери или плати» приведут к удвоению тарифной нагрузки, поскольку наряду с полной оплатой инвестиционной составляющей за своё технологическое присоединение, новый потребитель будет вынужден оплачивать прежние технологические присоединения других потребителей в составе тарифа на услуги по передаче электрической энергии.

В текущих условиях это приведёт к замедлению вплоть до полной остановки инвестиционной активности энергоёмких предприятий. Процесс новых техприсоединений, в т.ч. связанных с разворотом торгово-экономического вектора на Восток (строительство новых логистических цепочек, объектов инфраструктуры и т.п.) может быть парализован, так как предприятия будут вынуждены пересматривать инвестиционные планы вплоть до отказа от их реализации. Затраты предприятий, первоначально запланированные на подключение к сетям, в этом случае будут перенаправляться на обеспечение энергоснабжения от иных источников вне ЕЭС России.

Во многих случаях сетевая монополия будет получать оплату не просто за неоказываемую услугу, а за услугу, которую она оказать не в состоянии, поскольку, как неоднократно признавалось руководством компании, резерв сетевой мощности во многих центрах питания является «бумажным», а не реальным.

Введение принципа take-or-pay во взаимоотношения потребителя с электросетевой компанией уничтожает стимулы к повышению эффективности на стороне сетевой инфраструктуры и делает невозможным управление эффективностью использования электросетевого ресурса на стороне потребителя. Сетям гарантируется оплата любого, даже нерационального строительства, выручка отвязывается от объемов полезного отпуска и уровня загрузки объектов электросетевого хозяйства, а потребитель лишается стимулов для оптимизации и повышения энергоэффективности, включая смещение пика потребления на часы минимумов нагрузки в энергосистеме. В результате совмещенные пики нагрузок возрастут и энергосистеме потребуется создание дополнительных мощностей сверх планов, обозначенных в проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2042 года.

Введение принципа take-or-pay потребует кардинального пересмотра методологии и принципов тарифного регулирования, поскольку он не совместим с текущей моделью.

Беспрецедентный набор инициатив, направленных на увеличение финансирования электросетевого комплекса за последние годы – включение расчётной предпринимательской прибыли в сетевые тарифы, отмена льготного присоединения, включение инвестиционной составляющей в плату за техприсоединение, внеочередные индексации тарифа в 2022 и 2023 годах, согласие регуляторов на превышение установленных ФАС предельных уровней тарифов в десятках регионов, в том числе через масштабное расширение практики регуляторных соглашений, перераспределение тарифных средств через ограничение операционных подконтрольных расходов на уровне крупнейшей ТСО региона, наделение СТСО преимущественными правами – все это привело к тому, что рост объёма получаемых сетевыми компаниями средств существенно превысил темпы роста оказываемых услуг. При этом эффективность использования средств вызывает вопросы, профессиональный внешний контроль за обоснованностью, содержанием и реализацией инвестиционных программ оставляет желать лучшего.

30/09/2024

«Мы считаем контрпродуктивной идею отмены штрафов и перевод их в некий фонд инвестиций или ремонтов, – отметил председатель Набсовета Ассоциации Владимир Тупикин в ходе сессии «Электроэнергетика России: новый инвестиционный цикл» Российской энергетической недели, состоявшейся 27 сентября 2024 г., отвечая на вопрос модератора об отношении АСПЭ к инициативе оставлять штрафы генераторам для инвестиций в поддержание надежности, – За три года - с 2021 по 2023 год общая сумма штрафов составила 5,2 млрд руб. или в среднем 1,7 млрд руб. в год. Это всего лишь 0,1% от выручки ОРЭМ. Эта сумма ничего не решит, не даст каких-то серьезных ресурсов для поддержания надежности. Давайте ответим на вопрос: если была индексация КОМ на 200 млрд рублей, а аварийность выросла с 5 до 12 процентов, то получается что индексация в пользу аварийности была?»

Основную часть выступления Владимира Тупикина в ходе сессии смотрите на RuTube канале АСПЭ: https://rutube.ru/video/3b5b781ed3d24ae2735ef7a80d33d7fc/

24/09/2024

Артем Чирикин, руководитель направления «Энергоресурсы», дирекция по продажам сырья и закупкам, «Северсталь Менеджмент» на конференции АСПЭ: «Изучая некоторые ситуации связанные с перерывами в энергоснабжении, обнаружили интересную вещь: у нас в нормативке помимо собственно упоминания категории надёжности, есть ещё пункты 31(5) и 31(6) в Правилах недискриминационного доступа, которые говорят о том, что в договоре между потребителем услуг и сетевой организацией должен быть также урегулирован вопрос допустимого числа отключений в год и срок восстановления энергоснабжения. При этом, чёткое предельное значение этих величин дано только для третьей категории надёжности: это 72 часа допустимого числа отключения год и 24 часа подряд. Для первой и второй категорий надёжности дается просто общая фраза о том, что потребитель и сетевая компания должны договориться об этом. Факты из нашей практики, плюс мы обращались к коллегам по чёрной металлургии, говорят о том, что приложения в договорах с сетями, которые должны регулировать эти два параметра остаются незаполненными. Это означает что технически мы можем быть подключены по второй или первой категории, но с точки зрения ответственности сетевой организации мы по сути - потребитель третьей категории надёжности.
Как как мы видим решение этой проблемы? Первое: требования по надёжности должны стать существенным условием договоров оказании услуг по передаче. Второе: для того, чтобы исключить возможные злоупотребления со стороны сетевых организации в стиле «вместо 72 часов я пропишу 71 час – это же лучше, чем для третьей категории надёжности», нужно нормативно задать максимальное допустимое число часов ограничений и срок восстановления энергоснабжения для первой и второй категории. И третье: поскольку мы понимаем, что по сути техприсоединением уровень надёжности не заканчивается, бы было правильно дать возможность потребителю услуги договариваться с сетевой компанией о том, что эти параметры можно "улучшать". Наверное, это можно делать на возмездной основе, но в настоящий момент мы не видим возможностей договариваться с сетевой организацией о качестве услуги».

24/09/2024

Олег Руссков, заместитель генерального директора по энергоэффективности, «Волжский абразивный завод» на конференции АСПЭ: «До первой сессии я считал, что проблема в том, что у нас в ОЭС Юга не хватало генерации из-за того, что не были расшиты магистральные линии. Но оказалось, что проблема была в тех генераторах, которые не смогли запуститься, хотя, в общем-то, должны были. Но какой бы ни была причина, для конечного потребителя ОЭС Юга цена, которая в мае была около 1 800 рублей за мегаватт-час, в июле перевалила отметку в 5 000. И это было не единожды. На энергоёмких предприятиях – таких, как наше, ситуация отразилась самым пагубным образом. За проблемы в энергоснабжении были вынуждены расплачиваться мы сами: пришлось серьезно перестроить нашу производственную программу, чтобы проскочить этот период «на цыпочках». Было заметно, что основная причина – это то, что был согласован вывод в плановый ремонт второго блока Ростовской АЭС в самый жаркий период. В Волгоградской области нам удалось проскочить без выполнения команд на разгрузку только потому, что один из крупных потребителей – Волжский трубный завод - в это время стоял на ремонте. Поэтому я бы хотел предложить следующее: в периоды возможного дефицита мощности в будущем согласовывать ремонты потребителей и генераторов».

24/09/2024

Алексей Каплун, директор департамента развития энергетики, «Управляющая компания Полюс» на конференции АСПЭ:
«Полюс» - крупная компания, её производственные предприятия расположены в тех самых местах, где существует или прогнозируется существенный дефицит – ОЭС Востока, Сибирь. То есть, сейчас проблема дефицита для нас критична. Нам в техусловия начинают включать строительство новой генерации.

Это понятно, но давайте разберемся: например, Новоленская ТЭС. Первое упоминание даже не о самой ТЭС, а о необходимости строительства новой генерации появилось в 2019 году. Станция появится при хорошем раскладе 1 июля 2028 года, то есть, через 9 лет после первого упоминания. Дальше ОЭС Востока - Нерюнгринская станция, которая должна была появиться в 2025 году. У нас в ТУ она появится в 2028-2029 году. А нам что делать? У нас к 2025 году вводится ГОК, разрешённая мощность на него – 500 кВт. Хватит, чтобы подсветить пустое место в тундре, поскольку очевидно, что ничего построить нельзя.

То есть, очевидно, что нам сейчас с точки зрения потребителя нужно уже рассматривать не ту дорогую и длинную генерацию, которая появится, а искать какие-то менее дорогие и существенно менее длительные в исполнении решения, которые позволят нам решать свои задачи».

23/09/2024

Сергей Щербина, Директор «КМА-Электро» на конференции АСПЭ: «Давайте посмотрим на ценообразование. С апреля мы живём в такой парадигме: 1 рубль 65 цена РСВ, потом 1 рубль 80, потом 2 рубля 20. В отличие от многих потребителей, у нас так не скачут цены на железорудное сырьё, мы не можем так поднимать цены, увеличивать конечную стоимость. Для нас это принципиальный и очень важный вопрос».

23/09/2024

Владимир Немичев, генеральный директор, «Единая энергоснабжающая компания» на конференции АСПЭ: «Сегодня обсуждался дефицит мощностей в ОЭС Юга. Мы понимаем, что проблема дефицита есть, но при том, что он складывался на уровне 400 МВт, потребители, имеющие блок-станции, могли предоставить порядка 100 МВт для частичного покрытия этого дефицита. Но этого не произошло. В чём причина? Существуют стоп-факторы, которые не позволили потребителям это сделать. Первый фактор - потребитель, получивший подтверждение о нераспространении обязательного требования продажи на оптовом рынке, не имеет возможности загружать свою генерацию больше, чем на 25 МВт из-за риска лишиться этого подтверждения. Этот риск для потребителя неоправдан. Второй стоп-фактор – потребитель, загрузивший свою блок-станцию для покрытия дефицита, понесет затраты, которые не компенсируются в существующей системе рынков. Вот так сложилось что 100 МВт мощностей, которыми потребитель мог бы поучаствовать в снижении дефицита и помочь энергосистеме, не были задействованы. У нас по этому поводу есть конструктивное предложение: внести изменения в НПА, позволяющие во-первых, не учитывать превышение этих 25 МВт при выдаче команды системного оператора на дозагрузку в условиях дефицита мощности. А во-вторых – предусмотреть возможность компенсации затрат потребителям-владельцам блок станций».

23/09/2024

Сергей Емельянов, генеральный директор, «Транснефтьэнерго» на конференции «Энергия для потребителей: вызовы, ресурсы, стратегии»:
«Для энергокомпаний клиентом может являться кто угодно: федеральные органы исполнительной власти, регуляторы, Министерство. Только не потребитель. Признак того, что вы клиент – это заинтересованность в повышении качества услуг. Те поставщики, которые действительно борются за клиента, заинтересованы в повышении качества. Они теряют клиентов при продаже некачественного товара. Они несут финансовую и репутационную ответственность. Что происходит в энергетике? Безразличие к качеству. Нет ни одной сетевой компании, которая бы наперёд старалась проактивно угадать, какие есть проблемы и полная финансовая безответственность. В данной ситуации потребитель, я подчеркну, – не клиент, он поражён в своих правах. Он не может отстоять свои права даже в судах.
Два практических конкретных предложения. Надо показатели качества включить в акты оказания услуг и при отклонениях показателя качества снижать стоимость услуг. Тогда вопросы качества появятся в повестке у руководителей энергокомпаний, а не только у отдельных энтузиастов, занимающихся этими показателями».

19/09/2024

Михаил Андронов, Генеральный директор «РУСЭНЕРГОСБЫТ»: «В этом году закончилась программа льготного финансирования жилья, причём льготная ипотека была, а контроля государства за ценами не было. К чему это привело? К тому что цены выросли по одним источникам на 30%, по другим – на 50%. Мы создали несколько долларовых миллиардеров-девелоперов. Это, наверное, неплохо, они налоги платят.

Была такая система - поддержать людей, чтобы они купили квартиру. Это нормально. Давайте теперь поддержим наших энергетиков. Есть такая поговорка: «Скупой платит дважды». Но я посмотрел контракт ДПМ, поговорил с генераторами, и оказалось, что мы платим трижды. Мы в этом превзошли народную мудрость. Понимаете, фактически треть идёт на строительство, а 2/3 идут на банковские проценты.

Может быть, придумать какой-то другой вариант. Либо сделать льготное финансирование. Либо есть такое понятие «строительство методом народной стройки»: когда надо что-то построить, скидываются на фундамент, потом на стены. Может быть, нам лучше с энергетиками так рассчитываться, чем в два раза переплачивать банкам? Потому что, если бы деньги достались генераторам, я бы не так расстраивался, но это же вообще никакого отношения к энергетике не имеет: это мы банкам даём деньги. Просто первая программа поддержки банков.

Наверно, это неплохо что у нас сильные банки, но хотелось бы чтобы в стране сильными были не только они».

19/09/2024

Максим Балашов, Директор по работе с естественными монополиями, «РУСАЛ Менеджмент»: «Инвестиционный договор будет работать только тогда, когда финансовый результат для нового потребителя и нового генератора будет не хуже, чем если бы они работали в энергосистеме в привычной конфигурации КОМ НГО. Это вопрос доплаты с рынка новому генератору для компенсации какой-то части его затрат.

Законный вопрос: «А зачем вообще всё это тогда нужно городить, если финансовый результат у них не меняется?» Отвечу, что дополнительные инструменты для реализации покрытия возникающих дефицитов – это всегда плюс. Для потребителя-просьюмера это важный момент: будущее хеджирование от дополнительных надбавок, от изменения структуры оплаты мощности, изменения правил оплаты мощности.

Это хороший хедж и является естественным стимулом. Для энергосистемы это вопрос ответственности потребителя и ответственности генератора за своевременные вводы, поскольку потребитель самостоятельно будет определять сроки ввода, и самого себя штрафовать если ему захочется».

19/09/2024

По итогам нашей конференции «Энергия для потребителей: вызовы, ресурсы, стратегии» публикуем некоторые яркие высказывания и предложения спикеров, представляющих входящие в Ассоциацию промышленные предприятия.

Владимир Тупикин, Председатель наблюдательного совета Ассоциация «Сообщество потребителей энергии», Директор по энергетике и ресурсообеспечению, «Сибур»: «Продуктивность энергетического рынка сегодня составляет 75%. То есть, на долю непродуктивных расходов – сверхдорогие заимствования, необоснованно завышенную доходность, последствия ценовых манипуляций, перекрестное субсидирование, поддержание неэффективной и неработающей генерации, неоптимальность ремонтов – приходится 25%. Другими словами, каждый четвёртый киловатт-час, оплаченный потребителями, не генерируется. 13% построенной мощности загружено на 15% и меньше, вплоть до нуля, т.е. фактически простаивает.

Уровень загрузки тепловых электростанций за период с 2010 по 2021 год сократился с 52,9% до 46%. 34% затрат потребителей на строительство новой генерации по первой программе ДПМ - около 860 млрд рублей не компенсированы. Режим экономии ресурса и риск останова импортных турбин умножает эту непродуктивность.

При сохранении текущих подходов, к 2050 году, продуктивность энергорынка снизится вдвое – будет оплачен и не выработан каждый второй киловатт-час.
Для повышения продуктивности необходимо расширять механизмы и источники финансирования инвестиций, включая специальные налоговые режимы, переходить на современные технологии, избавляться от неэффективных трат».

04/09/2024

Запуск энергорынка на Дальнем Востоке, вызвавший жаркие дискуссии в правительстве и в отрасли, начнется в 2025 году, - пишет в свежем материале Полина Ъ Грин - Основная цель реформы — обновить старые электростанции и построить новые для покрытия растущего энергодефицита. Региону в ближайшие годы может понадобиться до 3 ГВт новых электростанций, говорят местные власти. Однако точная цифра энергодефицита на Дальнем Востоке пока неизвестна. В конце прошлого года «Системный оператор» в Схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2024–2029 годы зафиксировал дефицит в ОЭС Востока на уровне 1,35 ГВт с потенциальным увеличением до 1,94 ГВт. В «Сообществе потребителей энергии» отмечают, что расчетная величина дефицита гораздо скромнее, а 3 ГВт скорее амбициозный запрос от местных властей на очень далекий горизонт, определенный желанием построить как можно больше про запас.

Появление ценовой зоны не сможет решить системных проблем региона, считают в АСПЭ: «Энергорынок в его существующей сегодня конфигурации не может быть средством борьбы с прогнозируемым дефицитом. Для решения проблемы дефицита рынок должен поддерживать инвестиционные механизмы, развивать конкурентную среду, давать сигналы для развития сетевой инфраструктуры, а у нас он фактически свелся к двум основным задачам: расчету между участниками и оформлению нерыночных надбавок. Налицо явное несоответствие цели и средств. Элементы рынка на Дальнем Востоке вводятся не для того, чтобы в макрорегионе заработали свободные механизмы ценообразования, а для создания формальных оснований и базы под установление нерыночных "добавок", усиливающих нагрузку на всех потребителей, то есть избавления местных властей от головной боли тарифных ограничений. В том, что рыночные механизмы вместо освобождения от нерыночных обременений будут административно деформироваться и втискиваться в нерыночную среду, трудно найти какие-то плюсы для потребителей».

Поможет ли запуск рынка в регионе решить проблему энергодефицита