Сообщество потребителей энергии

Зачем сетевая монополия в очередной раз реанимирует проект оплаты «последней мили» и чем эта инициатива вредна для крупной промышленности?

Чем обернётся для энергосистемы переход на оплату сетевых услуг по установленной мощности по принципу «take-or-pay?

Кто поможет мелкому, среднему и даже крупному предпринимателю разобраться с хитросплетениями правовых норм в области энергоснабжения?

На эти и другие вопросы отвечает заместитель директора АСПЭ Алексей Синельников в развернутом интервью Елене Прониной, директору Центра правовой поддержки в энергетике на RuTube канале «Мегаватты права».

❓Можно ли превратить стратегический прогнозный документ – Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года – в практический инструмент развития?
❓Где находится баланс возможностей потребителя оплачивать собственные проекты развития и удовлетворять запросы энергетической отрасли?
❓Останется ли собственная генерация средством повышения эффективности или станет предпочтительным способом обеспечить бесперебойное энергоснабжение?

Приглашаем найти ответы на эти и другие острые вопросы будущего российской энергетики в ходе открытой дискуссии.
«Сообщество потребителей энергии» проводит конференцию «Генсхема-2042: как сбалансировать запросы энергетики с возможностями экономики» на площадке Российского Международного энергетического форума РМЭФ-2025.

В мероприятии примут участие представители Минэнерго России, НП «Совет рынка», АО «Системный оператор ЕЭС», Ассоциации «Совет производителей энергии», Ассоциации развития возобновляемой энергетики», Центра исследований в электроэнергетике Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ, а также представители крупнейших энергосбытовых и генерирующих компаний России.

До встречи в Санкт-Петербурге 9 апреля!

"Россети" обратились в правительство с инициативой, которая сделает невозможным прямое подключение потребителей к Eдиной национальной энергетической сети (EНЭС, магистральные электросети), сообщает РБК. Обычно такими потребителями выступает крупный энергоемкий бизнес, который компания предлагает перевести на более высокий "котловой" тариф распределительных сетей.

Письмо с этим предложением гендиректор компании Андрей Рюмин в середине февраля направил вице-премьеру Александру Новаку.

По мнению ассоциации "Сообщество потребителей энергии" (АСПЭ, на ее участников приходится более половины промышленного потребления электроэнергии и природного газа), предложения "Россетей" являются попыткой поправить положение сетевой монополии за счет добавок к тарифам для промышленности. Это делается "вместо содержательного анализа причин ухудшения финансового состояния компании, накопления регуляторного долга, высокой стоимости обслуживания займов и недостаточной операционной эффективности", утверждают в АСПЭ. Кроме того, там заявляют, что промпроизводства в целом имеют множество вводов как от магистральных, так и от распределительных сетей, поэтому "уже финансируют львиную долю перекрестного субсидирования и прочих затрат сетевого комплекса".

"В результате реализации предлагаемой инициативы вместо решения проблемы возникнет двойная нагрузка на энергоемкую промышленность, что усилит стимулы по сокращению энергопотребления из общей сети и только усугубит ситуацию", - уверены в ассоциации.

"Вместо системы, которая, как задумывалось, должна сама себя оптимизировать, мы все чаще видим систему, которая сама себя искусственно перегружает."

Об узких местах энергосистемы, жизнеспособности Генсхемы до 2042 года, сетевых инициативах и пользе майнеров в интервью “Ъ” рассказал председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Владимир Тупикин.

https://www.kommersant.ru/doc/7586028

Как выяснил “Ъ”, правительство обсуждает продление субсидий для потребителей электроэнергии Дальнего Востока за счет остальной части России еще на семь лет, до 2035 года. Для потребителей оптового энергорынка в европейской части РФ, на Урале и в Сибири действует спецнадбавка к цене — по сути, кросс-субсидия, которая перераспределяется по регионам Дальнего Востока. При продлении предлагается зафиксировать объем субсидий на уровне 30 млрд руб. в год. Помимо этого энергетикам предлагается заключать долгосрочные контракты на поставку угля по внутренним ценам, а также приоритетный порядок поставок угля со стороны ОАО РЖД.

В «Сообществе потребителей энергии» против продления действия механизма дальневосточной надбавки в неизменном виде, но готовы обсуждать вариант ее сокращения втрое с направлением всей суммы на развитие инфраструктуры. «Отказ от выплаты дивидендов и проектное финансирование с государственным участием считаем шагом в верном направлении, как и поиск потенциала снижения стоимости угля, таящегося в особенностях ценообразования»,— говорят в ассоциации.

В Минэнерго хотят изменить схему расчета платы за электричество новых промышленных потребителей мощностью свыше 670 кВт. Для них предлагается ввести принцип take or pay (бери или плати). То есть оплачивать они будут должны не действительно потребленную электроэнергию, а максимально заявленную мощность, пишет обозреватель «Российской газеты» Сергей Тихонов. Проще говоря, как будто их энергопотребление всегда находится на пике. Если провести понятную аналогию, получается, что потребитель будет платить за максимальную корзину продуктов даже если зашел в магазин за одним кефирчиком. Обоснование - магазин закупил продукты исходя из максимального спроса, приобрел холодильники и витрины для их хранения, оплатил аренду дополнительных торговых площадей.

В Ассоциации "Сообщество потребителей энергии" считают, что в результате рост объема получаемых сетевыми компаниями средств существенно превысит темпы роста оказываемых услуг. При этом эффективность использования средств вызывает вопросы. Если принять предложенную схему, услуга по передаче электрической энергии будут признаваться оказанной всегда, независимо от наличия или отсутствия факта передачи электрической энергии, а также наличия или отсутствия заключенного договора на передачу электрической энергии. При этом даже в период отсутствия потребления электрической энергии стоимость услуги по передаче электрической энергии должна будет оплачиваться исходя из полного объема максимальной мощности.

По словам эксперта по энергетике Кирилла Родионова, у сетевых организаций очень высокая кредитная нагрузка, и сейчас у них стремительно растут долги. За полтора года ставка ЦБ выросла с 7,5% до 21%. Соответственно, если компании привлекают в большом объеме заемные средства, их затраты при таком росте процентов растут очень быстро. Электроэнергетика это одна из отраслей, которые очень сильно просели в прошлом году из-за высоких ставок. По Росстату, за 11 месяцев 2024 года сальдо прибыли и убытков в производстве и распределении электроэнергии сократилось почти на 40% в сравнении с аналогичным периодом 2023 года. Естественно, компании, у которых есть такая возможность, начинают лоббировать повышение нагрузки на потребителей.

В АСПЭ отмечают что количество подобных мер, направленных на увеличение финансирования электросетевого комплекса, в последние годы было беспрецедентным. К ним относится включение расчетной предпринимательской прибыли в сетевые тарифы, отмена льготного присоединения, включение инвестиционной составляющей в плату за техприсоединение. Кроме того, были проведены внеочередные индексации тарифов в 2022 и 2023 годах, было согласие регуляторов на превышение установленных ФАС предельных уровней тарифов в десятках регионов и другие меры.

В предложенных изменениях нет необходимости, они необоснованны и нецелесообразны, уверены в АСПЭ.

В.Тупикин на Энергетическом форуме «ТЭК России: перспективы и вызовы» (в рамках Недели Российского бизнеса РСПП 19 февраля 2025 года):

«Сумма капитальных затрат в размере около 40 триллионов рублей для реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики звучит серьёзно и даже опасно. Особенно если принять во внимание, что для 67% из них нет источника финансирования. Даже пятиклассник, вооружившись калькулятором, сможет оценить, во сколько раз вырастет стоимость электроэнергии к 2042 году. При этом, реальные затраты могут оказаться ещё выше.

Что можно предпринять в этих условиях? Можно ли снизить финансовую нагрузку? Мы считаем, что да.

Одним из вариантов является использование собственной генерации крупных промышленных потребителей. В сегодняшних условиях она более эффективна, чем проекты, предполагаемые Генсхемой.

Если сравнить показатель LCOE – среднюю расчётную себестоимость производства электроэнергии на протяжении жизненного цикла электростанции, включая инвестиции и текущие затраты, получается, что киловатт-час собственной генерации более, чем в 2 раза дешевле «централизованного». За счёт чего? Владелец собственной генерации не закладывает в цену доходность, как это делает участник ДПМ. У него есть возможность оптимизации CAPEX за счет переноса части затрат в себестоимость основной продукции. У собственной генерации выше эффективность за счёт традиционно высокого показателя КИУМ. Наконец, собственник может не выполнять требования по локализации, взяв готовые эффективные решения из доступных на рынке.

В результате финансовая нагрузка на экономику может снизиться на 10-12 триллионов рублей.

Что может способствовать широкому вовлечению собственной генерации в решение проблемы надежного энергоснабжения?
• внедрение нового инвестиционного инструмента – инвестиционного договора;
• строительство генерации на ВИЭ, которое уже стало возможным по текущей цене рынка, без ДПМ;
• снятие ограничений, препятствующих работе собственных генерирующих объектов потребителей мощностью выше 25 МВт на розничном рынке, и выталкивающих их на оптовый рынок;
• формирование нормативной основы для существования нового вида объектов генерации – оптово-розничных. При таком режиме станция установленной мощностью, например, 1 ГВт получает возможность поставлять часть генерации, допустим, 200 МВт, - на розничный рынок, а остальной объем – на оптовый»

По данным “Ъ”, Минэнерго вынесло на рассмотрение правкомиссии по электроэнергетике сдвиг сроков ввода шести проектов модернизации старых ТЭС общей мощностью 1,7 ГВт из-за срыва поставок оборудования. Энергоблоки должны были запустить в 2024–2026 годах. Штрафы за задержку вводить не будут, пишет Анна Тыбинь в свежем “Ъ”.
Программа модернизации старых ТЭС преподносилась как самый дешевый способ необходимого обновления энергосистемы, а сдвиг сроков с неизбежным ростом стоимости нивелирует это преимущество, говорят в «Сообществе потребителей энергии». «Энергосистема фактически получит модернизированные, то есть подновленные, старые объекты по цене новых»,— считают там. Переносы, вызванные неготовностью энергомашиностроительного комплекса, целесообразно рассматривать только в жесткой связке с гарантиями исполнения обязательств со стороны производителей оборудования в будущем, добавили в ассоциации.

Также правкомиссия рассмотрит вопрос об очередной двухлетней отсрочке по запуску проектов ВИЭ на 2 ГВт и возможности избежать штрафов на сумму свыше 10 млрд руб, отмечает Татьяна Дятел. Среди причин переноса — проблемы с поставками оборудования, дорогие кредиты и приоритетное строительство ВИЭ на Дальнем Востоке для покрытия энергодефицита.
В «Сообществе потребителей энергии» выступают против безусловного одобрения очередного переноса: «Сложности, на которые ссылаются инвесторы, относятся к предпринимательским рискам, которые должны брать на себя владельцы оборудования». По мнению ассоциации, справедливым выглядит либо отказ от реализации проектов со штрафом, либо их «переупаковка» с переносом площадок в энергодефицитный регион — например, Дальний Восток.

Минэнерго снова предложило ввести оплату услуг по передаче электроэнергии по максимально заявленной, а не фактической мощности, пишет сегодня Анна Тыбинь из «Ъ».

Промышленность последовательно против этой инициативы, ожидая роста собственных затрат. Минэнерго и «Россети» рассчитывают на компенсацию затрат сетей на содержание мощности, но, по мнению аналитиков, эффект эта инициатива будет иметь скорее педагогический: выручка сетей вырастет не более чем на 1%.

В «Сообществе потребителей энергии» выступают против нововведения, поскольку оно повлечет за собой рост затрат для потребителей без увеличения объемов оказываемых сетевой монополией услуг. Новые требования «неизбежно повлекут рост платежей за электроснабжение для новых и уже существующих потребителей, что приведет к отказу от реализации инвестиционных проектов со стороны энергоемких и высокотехнологичных производств», уверены в ассоциации. Под условия нынешнего проекта постановления, как считают в ассоциации, попадают фактически все крупные промпотребители, поскольку большинство из них сталкиваются с необходимостью увеличивать потребление при расширении производства, пересчет же делается для всей мощности, а не только для величины прироста.

Иногда они возвращаются…

Инициированный осенью 2024 года с подачи ПАО «Россети» проект Постановления Правительства РФ, предусматривающий внедрение механизма оплаты услуг по передаче электрической энергии, исходя из максимальной мощности присоединения, а не фактического потребления (принцип «take-or-pay» – «бери или плати»), о концептуальных проблемах которого мы писали в октябре 2024 года), должен был тихо скончаться в недрах чьего-то жёсткого диска.

Инициатива была очередной вариацией многочисленных попыток ввести оплату «резерва» сетевой мощности, продолжавшихся с осени 2013 года. За то время подобные проекты не менее десяти раз рассматривались на уровне заместителя Председателя Правительства РФ и неизменно направлялись на доработку, в том числе в связи с тем, что предложения по введению оплаты «резерва» сетевой мощности технологически и экономически не обоснованы и не соответствуют основным принципам функционировании электросетевого комплекса.

По итогам неоднократных общественных обсуждений, трех отрицательных заключений Минэкономразвития России об оценке регулирующего воздействия и рассмотрения рабочей группой в сфере энергетики при подкомиссии по совершенствованию контрольных (надзорных) и разрешительных функций при Правительственной комиссии по проведению административной реформы, такие проекты актов не были поддержаны ни со стороны представителей бизнес-сообщества, ни со стороны заинтересованных регуляторов.

Однако, проект вновь вернулся в пространство обсуждения на Официальном сайте для размещения информации о подготовке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения https://regulation.gov.ru/ Его разработчики оправдали наши худшие опасения. Предлагаемое регулирование превращает монопольную услугу в самую настоящую ренту, отвязанную от её объема и качества.

В этих условиях считаем целесообразным опубликовать позицию Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» по проекту постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (id=151549 на Официальном сайте для размещения информации о подготовке федеральными органами исполнительной власти проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения).

По данным Татьяны Дятел из “Ъ”, правительство предлагает решить финансовые проблемы «РусГидро» за счет отказа от выплаты дивидендов до 2028 года, ускоренного внедрения рыночного ценообразования на Дальнем Востоке и компенсации в тарифах расходов на закупку угля по рыночной цене. Электростанции «РусГидро» в регионе последние годы терпят убытки, так как тарифная выручка не покрывает рост затрат на уголь. Промышленность считает, что эти инициативы ухудшат условия развития экономики на Дальнем Востоке, аналитики также отмечают, что госхолдинг должен решать проблемы самостоятельно, а не за счет искажения механизмов энергорынка.

«Судя по перечню мер, допускается, что условия для развития экономики макрорегиона будут только ухудшаться, а внедрение рынка требовалось для того, чтобы нагрузить ее нерыночными надбавками, говорят в «Сообществе потребителей энергии». «Запросы энергетиков должны сопровождаться встречными обязательствами, сроками их выполнения, ответственностью и мерами на случай срыва планов»,— подчеркивают в ассоциации.

Регуляторы прорабатывают предложение «Россетей» по созданию единой тарифной зоны в Сибири с передачей полномочий по установлению тарифов Федеральной антимонопольной службе, но задумываются над альтернативой. Анна Тыбинь в свежем «Ъ» пишет что в Минэнерго опасаются перекладывания нагрузки с одних регионов на другие, а в ФАС указали на сложности с расчетом тарифов в единой зоне с большим количеством субъектов.

В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» говорят, что существует несколько направлений вывода компании «Россети Сибирь» из кризиса без «перевешивания проблем на непричастные регионы и бизнесы». Так, считают в ассоциации, необходимы бюджетная ответственность за недостаточное качество тарифного регулирования с возможностью заключения регуляторных соглашений, оздоровление кредитно-финансовой политики монополии и привлечение средств акционеров, включая материнскую компанию.

По данным “Ъ”, «Россети» предлагают перейти к расчету платежа за услуги по передаче электроэнергии исходя из максимальной фактической мощности потребления, а не в часы пиковой нагрузки энергосистемы. По оценкам госхолдинга, из-за действий крупных потребителей, которые предпочитают загружать мощности в ночные часы, недополучается до 40 млрд руб. в год. По мнению аналитиков, предложение позволит оперативно закрыть недобор выручки «Россетей», но в будущем должно быть дополнено более глубокой проработкой подходов к ценообразованию тарифа на передачу электроэнергии. «Инициатива "Россетей", с одной стороны, позволит учитывать фактическую потребляемую мощность и осуществлять расчеты исходя из ее величины. С другой стороны, теряется инструмент стимулирования потребителей к снижению мощности в часы максимальной нагрузки»,— комментируют в Минэнерго.
В «Сообществе потребителей энергии» резко критикуют инициативу «Россетей». Там считают, что предложение разрушает саму идею существования энергосистемы — оптимальное покрытие требуемой потребителям нагрузки минимальными объемами инфраструктуры. «"Россети" вынуждают потребителей отказаться от рационального поведения — снижения потребления в пиковые часы, что может повысить риски дефицитов и нарушить устойчивость энергосистемы, а также влечет за собой необходимость ее неоправданного расширения»,— говорят там.

После запуска рыночного ценообразования на Дальнем Востоке оптовые цены на электроэнергию в регионе растут сильнее прогноза регуляторов даже на фоне более теплого января и сниженного потребления, пишет в свежем «Коммерсанте» Анна Тыбинь. Исторический максимум в секторе торговли электроэнергией зафиксирован на уровне 3,845 тыс. руб. за 1 МВт•ч, тогда как в ходе имитационных торгов цены по итогам года прогнозировались на уровне 1,945 тыс. руб. за 1 МВт•ч с учетом поставок ГЭС по тарифам. В «Сообществе потребителей энергии» ранее высказывали опасения, что слабая связность сети на Дальнем Востоке, дефицит мощности и низкая конкуренция приведут к росту цен. «Слишком короткий "рыночный" период и недостаток информации о схемно-режимной ситуации не позволяют полноценно проанализировать причины отклонения реальных цен от имитации, но понятно, что требуется донастройка под усиленным контролем регуляторов за ценовыми заявками поставщиков»,— считают в ассоциации.

«Россети» предлагают выделить Сибирский федеральный округ в единую тарифную зону, пишет сегодня Татьяна Дятел из «Ъ», а полномочия по формированию тарифов на передачу электроэнергии в этой зоне передать на федеральный уровень. Предполагается, что это поможет решить проблему накопления долгов у дочерней «Россети Сибирь». Об этом говорится в письме главы «Россетей» Андрея Рюмина премьеру Михаилу Мишустину. Господин Рюмин признает, что существуют риски банкротства компании: «В условиях роста кредитных ставок уже в 2025 году «Россети Сибирь» будет вынуждена полностью прекратить финансирование инвестиционной и ремонтной программ». В «Сообществе потребителей энергии» считают, что инициативы «Россетей» не решают, а маскируют проблемы. «Необходимо устранять причины накопленных долгов, проверять обоснованность затрат сетевых организаций, разбираться с качеством тарифных решений, а не размазывать эту неэффективность ровным слоем по Сибири, плодя новую отраслевую перекрестку»,— говорят в ассоциации.

⬆️⬆️⬆️
Окончание

Автор
?! А доходность, ну, или хотя бы компенсация инфляции автором статьи не предполагается?

Коллега, доходность, включающая возможность компенсации инфляционных потерь, предусмотрена внутри платежа по ДПМ.

Так, например, объем капзатрат на реализацию программы ДПМ составил около 1,3 трлн рублей, объем платежа - 2,54 трлн рублей. Разница между величинами составляет 1,24 трлн рублей, которая включает операционные затраты и оплату доходности инвестиций.

Можно и иначе подтвердить этот вывод. Так, например, разница в средней цене мощности по ДПМ и цене КОМ на 5-летнем горизонте составляет около 4,5-8,5 раз (в 1 ЦЗ). Исключив из платежа операционные расходы и окупаемость капитальных затрат, нетрудно убедиться, что уровень и объем полученных доходов с лихвой покрывают и доходность, и инфляцию.

⬆️⬆️⬆️
Продолжение

В своё время на это обратил внимание судья Арбитражного суда г. Москвы по иску РУСАЛ к ЮНИПРО в связи с аварией на энергоблоке №3 Берёзовской ГРЭС, указавший, что «свойства окружающего мира описываются физическими законами, а не создаются нормативным регулированием». Мощность является характеристикой физических свойств объекта, но не является его принадлежностью или составной частью. И далее – «мощность не обладает свойствами товара, в том числе «особого» товара, и не относится к объектам гражданских прав, не обладает свойствами оборотоспособности, не может отчуждаться от одного лица к другому и в силу физических свойств не может передаваться от одного объекта к другому».

Кроме того, «мощность», как товар, не подчиняется экономическим законам спроса и предложения – при снижении спроса (расчетной базы) и избытке предложения (генерации) – цена, наоборот, растет. Рынок мощности не эластичен – рост цены не приводит к снижению спроса, а сама модель рынка мощности построена на перманентно растущем спросе. Пример: снижение спроса и стремительный рост цен в период COVID-2019.

Регуляторы разделяют озабоченность потребителей и идут по пути совершенствования и повышения эффективности рынка мощности:
🔹введена дифференцированная оплата мощности, с 2027 года будет оплачиваться в зависимости от востребованности (загрузки)
🔹отборы проектов ВИЭ проводятся по критерию минимизации одноставочных цен. В 2024 году цены от ВИЭ стали существенно дешевле традиционной тепловой генерации (4,6-5 руб./кВт·ч - ВЭС в 2029-2030 гг. против 12-14 руб./кВт·ч - газовой генерации на юге и 16-18 руб./кВт·ч – угольной генерации в Сибири). Снижение стоимости накопления повышают готовность ВИЭ к выработке энергии и управляемость, а цену - конкурентоспособной.

Алексей, действительно, потребители расхлебывают последствия низкой эффективности механизма ДПМ – об этом мы и написали – и как вы правильно отмечаете, «рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами». Подписываемся под этим обеими руками! 😊))))))

Вопросы развития энергорынка не должны ограничиваться выбором наименьшего из зол - ДПМ или бюджет. Практика инвестмеханизмов в мире гораздо шире, мы упомянули об этом выше, и лучшие мировые примеры целесообразно внедрять и у нас.

Окончание ниже
⬇️⬇️⬇️

⬆️⬆️⬆️
Продолжение

Михаил Молчанов
«За период 2011-2021 гг. компания ПАО «Юнипро» (бывш. название ОАО «Э.ОН Россия») выплатила дивиденды на общую сумму более 159 млрд рублей, из которых 133,14 млрд рублей было выплачено концерну E.ON (Германия)»
Михаил, если Вы вспомните за сколько E On купил ОГК-4 и сколько было инвестировано в него в 2007-2008 году, вспомните что этот актив им теперь фактически не принадлежит и сопоставите эти расходы с полученными дивидендами, то, наверное, поймете (а я уверен что и так понимаете) уровень аналитики этой статьи.

Честно говоря, дальше я читать и не стал…

Михаил, по открытым данным, покупка обошлась концерну E.ON около 146,3 млрд руб., однако, эта инвестиция стала быстро окупаться за счет:
• прямых дивидендных выплат - около 133,14 млрд
• косвенных выгод – контрактов с зарубежными компаниями на строительство объектов ДПМ и договоров на сервисное обслуживание оборудования (Например, на Яйвинской ГРЭС установлена ПГУ 448 МВт с газовой, паровой турбинами и генератором Siemens. На Шатурской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-2 также установлено импортное оборудование)

А из выгод, которые получила российская экономика, следует вычесть дополнительные затраты на вынужденную замену парка импортного оборудования на отечественное.

Необходимо также отметить, что Россия не была инициатором введения санкций, следствием которых стала ситуация с активами зарубежных компаний.
Да и в вопросе эффективности зарубежных инвестиций не все так однозначно… Все помнят про качество строительства и эксплуатации энергоблока №3 на Березовской ГРЭС, а также причины и обстоятельства этой ситуации…

Честно говоря, дальше распространяться, наверное, и не стоит…

Алексей Преснов
Неплохой анализ с точки зрения собранных данных, но автор не разобрался в сути того, что представляет из себя мощность на рынке электроэнергии, как товар. Именно отсюда и произрастают все эти доводы о том, что оплата мощности должна быть увязана с величиной КИУМ. На самом деле мощность в принципе не зависит от КИУМ, поскольку ее стоимость определяется спросом в том числе и в первую очередь в пиковых режимах, доля которых в общем графике невелика по определению. ДПМ – это тарифная конструкция, разновидность RAB, замаскированная в псевдорыночные одежды. Суть всех этих изъянов ДПМ, упоминаемых в статье, связана как раз этим качеством механизма, а не с «незаслуженной» оплатой мощности ресурсам с низким КИУМ, которые не нужны энергосистеме не из-за того, что у них низкий КИУМ, а из-за того что они просто построены по субъективным решениям не там, где они нужны.

Иными словами, низкий КИУМ, как и сама технологическая конфигурация этих ресурсов – ПГУ, это следствие некорректных решений, за которые никто не несет ответственности в механизме ДПМ, а платят в итоге все. Именно поэтому рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами. Последние конкурсы, на которые никто не приходит, и вообще кризис всей системы инвестиционного процесса в электроэнергетике России – убедительное подтверждение этого тезиса. Нужен настоящий конкурентный маржинальный рынок с единой ценой для всех ресурсов.

Алексей, дискуссия, является ли мощность товаром в терминах энергорынка близится к завершению.

На наш взгляд, мощность в понятийном аппарате взаимоотношений на энергетическом рынке обладает всеми признаками услуги:
🔹мощность - это готовность оборудования к выработке э/э в любой момент времени
🔹мощность неотчуждаема и покупатель не может воспользоваться ею по своему усмотрению

Продолжение ниже
⬇️⬇️⬇️

⬆️⬆️⬆️
Продолжение

Игорь Скородумов
ИМХО передергивание причины и следствия.
Недостаточная окупаемость инвестиций возникла из-за:
1) ограничений на выбор технических решений при модернизации
2) санкции и обстоятельства близкие в форм-мажору
По первому пункту вопрос к СО ЕЭС - почему в задании на конкурс были прописаны технические решения, которые теперь не дозагружены и/или неэффективным.
По второму пункту вопрос вне контура энергетики.
И из этого делается вывод, что механизм ДПМ неэффективен и надо все финансировать из бюджета?

Игорь, давайте проверим оба тезиса.

1️⃣ Анализ проводился по объектам из программы ДПМ 2010 года, а не по объектам КОМмод 2019 года.

В программе ДПМ не была предусмотрена конкурсность – проекты реализовывались компаниями по директивному указанию на заранее известных площадках для скорости и простоты продажи активов РАО ЕЭС (перечень объектов и места их размещения зафиксированы тут: РП РФ от 11.08.2010 №1334-р).

СО ЕЭС не прописывал технические решения и ограничения для объектов ДПМ.

Проанализировать эффективность программы КОМмод мы планируем в будущем, поскольку уже сейчас видно, что она не лишена недостатков. Например, энергетики уже отказались от реализации проектов КОМмод более чем на 2 ГВт.

2️⃣ Влияние санкций на первую программу ДПМ близкое к нулевому. Они случились гораздо позднее, чем были введены объекты ДПМ. Выбор технических решений и работу оборудования санкции фактически не затронули. Подтверждение тому – отказ от продления механизма экономии ресурса газовых турбин, который оказался невостребованным у собственников генерации. Исключением могут быть единичные проекты ДПМ с оборудованием GE. На реализацию программы КОМмод санкции также оказали минимальное влияние, поскольку установка основного отечественного оборудования было главным требованием конкурсного отбора. Мы знаем только об одном проекте ПГУ-850, от которого пришлось отказаться из-за санкций. Представляется, что этого недостаточно, чтобы списывать на санкции недостаточную эффективность ДПМ/КОМ мод. Вместе с тем, влияние санкций всё-таки проявилось и ещё проявится в более поздних проектах, о чём мы упомянем в комментарии ниже.

Игорь, нет дилеммы «ДПМ или бюджет». Инвестиционных механизмов гораздо больше – об этом говорим мы, об этом говорят сами поставщики: инвестдоговоры (аналог РРА), контракты на разницу цен, налоговые льготы, госсубсидии и др. (см. приложенный слайд из презентации А.Г. Паниной). Наше мнение: целесообразно предоставить участникам энергорынка максимальную возможность выбора инвестмеханизмов, не ограничивая его ДПМ-образными инструментами или сугубо бюджетным финансированием.

Продолжение ниже
⬇️⬇️⬇️

Уважаемые коллеги!

Мы очень рады что наша попытка критического анализа последствий реализации крупного проекта под названием «ДПМ» с точки зрения потребителей, то есть «тех, кто за всё платит» вызвала такую оживлённую и заинтересованную дискуссию в сообществе. Мы считаем важным поддержать эту дискуссию и ответить на основные содержательные комментарии к материалу.

Евгений Демин
Цитата из доклада: «Общий результат таков, что если вычесть из понесенных российской экономикой затрат на строительство мощностей в рамках ДПМ (2,54 трлн руб.) полученную экономию в виде относительного отставания оптовых цен на электроэнергию от темпов инфляции и роста цен на энергоресурсы (около 1,68 трлн руб.), то экономика потеряла около 0,86 трлн руб. и продолжит терять деньги, в том числе из-за необходимости замещать иностранное оборудование, установленное по программе ДПМ».Вот вообще непонятно, как по этому критерию можно делать вывод об эффективности для потребителей программы ДПМ? При всем уважении к автору и принципиальном согласии с подсвеченными ошибками в программе ДПМ.

Евгений, мы исходили из классического понимания эффективности как соотношения затрат и полученных общественных выгод, то есть, стало ли возможным производство большего объёма товаров и услуг при сократившихся или оставшихся неизменными расходах.
Положительного эффекта для потребителей от ДПМ мы не увидели.
Если допустить, что эффективность – это полученный мультипликативный эффект для экономики за счет роста загрузки машиностроительного сектора, то его нужно искать с микроскопом – объекты ДПМ в значительной части построены на импортном оборудовании и платежи за мощность его полностью перекрыли.

Снижение УРУТ тоже не произошло. С 2011 года введено более 30 ГВт новых и модернизированных энергоблоков, при этом УРУТ снизился незначительно – 330,6 до 313 гут/кВт∙ч, достигнув уровня 1992 года (311 гут/кВт∙ч, данные Минэнерго).

Считать результатом спасение энергосистемы от прогнозируемого на начало 2020-х риска дефицита мощности тоже не получится из-за несбывшегося прогноза. В условиях имевшегося в энергосистеме значительного резерва мощности средствами потребителей можно было распорядиться рациональнее.

Таким образом, программа ДПМ не стала эффективной для экономики. И что ещё более печально: потребители продолжают нести дополнительные расходы на оборудование после завершения договоров, поскольку регулятор позволяет собственникам перекладывать все предсказуемые и реализовавшиеся предпринимательские риски от использования иностранного оборудования на рынок (читай: на потребителя).

Продолжение ниже
⬇️⬇️⬇️