Что делать с ТЭЦ? О чем говорили эксперты на заседании ПРЭН-клуба в Ярославле

27 октября в Ярославле состоялось совместное открытое выездное заседание Профессионального энергетического клуба (ПРЭН-клуб) и Департамента жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области с участием представителей Департамента ЖКХ администрации Владимирской области, АО «Системный оператор Единой энергетической системы» и ТГК-2 по вопросу развития региональной энергетики и перспектив ТЭЦ на рынках тепловой и электрической энергии.

Экспертным советом Комитета по энергетике Госдумы по вопросам законодательного обеспечения электроэнергетики и комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (когенерации) ПРЭН-клубу было предложено провести предварительную проработку вопроса необходимости и возможности вывода ТЭЦ на розничный рынок с последующим проведением отдельного заседания Экспертного совета. В результате проведенной предварительной работы специалистами ПРЭН-клуба выяснилась необходимость проработки этого вопроса на примере конкретной территории, которой стала Ярославская область.

Экспертное сообщество считает, что реформы в электроэнергетике остановились в самом неблагоприятном для нашей экономики этапе: в производственной и энергосбытовой сферах конкурентные механизмы оказались неэффективными, рост цен (тарифов) продолжает своё разрушительное влияние на реальный сектор экономики, а череду системных аварий, объясняемых не расчётными случаями, пока реально остановить не удаётся.

По-мнению члена ПРЭН-клуба Георгия Петровича Кутового, профессора, научного руководителя Центра экономических методов управления в энергетике Корпоративного энергетического университета, заслуженного энергетика России, академика РАЕН, отсутствует правильно выстроенная мотивация всех участников оборота энергии в повышении экономической эффективности своей работы в силу следующих факторов:

– некорректной структуры электростанций оптового рынка (ОРЭМ) и принятого механизма ценообразования электроэнергии и мощности на нем из-за законодательного требования об обязательном выводе на ОРЭМ всех электростанций с установленной мощностью свыше 25 МВт, включая ТЭЦ и торговли электроэнергией в виде двух составляющих – электроэнергией и мощностью. При этом так называемый рынок мощности на ОРЭМ стал очень удобным нерыночным инструментом для реализации перекрёстного субсидирования цен, масштабы которого уже стали парадоксальными;

– полное отсутствие конкуренции генерации на региональных рынках субъектов РФ с трансляцией ценообразования с ОРЭМ до каждого потребителя на региональных рынках электроэнергии (РРЭ), включая оплату всеми потребителями виртуального транспорта электроэнергии и по сетям ФСК ЕЭС и по распределительным сетям, что превратило региональные рынки электроэнергии не в конкурентную сферу производителей в интересах потребителей, а в банальные зоны сбора денег с потребителей торговыми посредниками – энергосбытовыми организациями в интересах энергетических и электросетевых компаний. Эта ситуация на фоне постоянного роста цен (тарифов) обусловила, в частности, не только рост неплатежей за потреблённые энергоресурсы, но и в ряде случаев криминальный увод денег с рынка электроэнергии;

– в силу вышеизложенных двух факторов искажено ценообразование на продукцию ТЭЦ, из-за чего запущен процесс деградации централизованного энергоснабжения потребителей на базе самого эффективного комбинированного производства электроэнергии и тепла с экономией до 40% топлива по сравнению с раздельным способом энергоснабжения. Проигнорирована физическая природа продукции ТЭЦ и, соответственно, искажено ценообразование на ее продукцию, а именно: на теплоэнергию, на электроэнергию, произведенную в теплофикационном режиме и на электроэнергию/мощность конденсационных хвостов. Поэтому предлагается рассмотреть следующие предложения:

– цена на теплоэнергию должна определяться с отнесением всего (100%) топливного эффекта комбинированного производства по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения на отпускаемую теплоэнергию в сеть города. В этом случае стоимость теплоэнергии у потребителей с учетом необходимых транспортных затрат в теплосети не должна превышать всех затрат на строительство и эксплуатацию альтернативной котельной;

– цена на электроэнергию, произведённую в теплофикационном режиме ТЭЦ должна определяться по показателям удельных расходов топлива на кВт.ч на самых эффективных конденсационных электростанций ОРЭМа и отпускаться местным электропотребителям только с учетом транспортной составляющих электросетевых затрат электросетевого распределительного комплекса в рамках субъекта РФ;

– цена на недогруженную располагаемую мощность и электроэнергию теплофикационных турбогенераторов (конденсационный хвост) должна определяться на рынке системных услуг ОРЭМа в качестве горячего резерва мощности в центе электрических нагрузок, для регулирования совмещённых графиков нагрузки энергосистем, для покрытия остропиковых графиков нагрузки энергосистем, для регулирования перетоков мощности по системообразующим ЛЭП и загрузки трансформаторов на ПС ЕНЭС, для регулирования напряжения в центрах питания и оплачиваться по фактически конкурентным ценам. При таком ценообразовании на продукцию ТЭЦ как правило всегда будет конкурентоспособным энергоисточником и на рынке тепла и на электроэнергетических рынках. Для этого необходимо законодательно разрешить всем ТЭЦ работать (быть субъектом) как на оптовом, так и на розничном электроэнергетических рынках.

К сожалению, экономическая сущность экономического эффекта от функционирования ТЭЦ не учитывается ценообразованием в действующей электронной модели рынка, что наносит ущерб и экономике ТЭЦ, и городским потребителям энергоресурсов.

Со вступительным словом перед участниками заседания выступил Андрей Иванович Лукашов, Директор департамента жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и регулирования тарифов Ярославской области:

– Вопрос развития региональной энергетики достаточно актуален и с каждым годом стоит все более остро. Модель рынка, которая реализуется с 2005 года, приводит к тому, что все большее количество объектов генерации переходит в режим вынужденной генерации, т.е. в разряд объектов, которые требуют дополнительного регулирования. Фактически на ТЭЦ может остаться только производство тепловой энергии. Нас это беспокоит. Должен состояться профессиональный разговор, итоги которого необходимо довести до профсообщества и органов государственной власти с тем, чтобы вмешаться, внести необходимые изменения в ту политику, которая сейчас складывается.

Дополнительным обстоятельством является изменение методов тарифного регулирования, внедрение инструмента с механизмом регулирования по модели альтернативной котельной. Вопросов больше, чем ответов.

Выступление продолжил Семенов Виктор Германович, член ПРЭН-клуба, президент НП «Энергоэффективный город», к.э.н, заслуженный работник Единой энергетической системы России, почетный энергетик, почетный работник ТЭК. Он кратко рассказал о деятельности ПРЭН-клуба.

– ПРЭН-клуб – это неформальное объединение, где собираются те, кто имеет опыт и свое мнение по вопросам развития энергетики. Еще год назад мы обсуждали тему – что делать с ТЭЦ. В июне 2017 года прошло заседание Экспертного совета в Госдуме, на котором нам было поручено подготовить еще одно заседание на предмет именно темы ТЭЦ, что с ними делать в свете того, что Минэнерго уже осознало наличие проблемы. Каким путем пойти и на чем остановиться? На последнем нашем заседании даже у нас мнения разделились. Мы понимаем, что для того, чтобы ТЭЦ имели деньги на модернизацию, надо откуда-то их взять: или ДПМ, или перераспределение маржинальных доходов, или учесть, что она в центре нагрузок и соответственно что-то в тариф для ТЭЦ добавить. Сформировалось предложение проработать эту тему по какому-то региону, и Ярославль здесь очень подходит.

Далее публикуем наиболее интересные выдержки из выступлений.

Виктор Васильевич Кудрявый, член ПРЭН-клуба, профессор, д.т.н, советник Президента АО «ЕВРОЦЕМЕНТ групп», заслуженный энергетик России

– Россия имеет свои особенности – мы самые холодные в мире, у нас огромные расстояния, сложная логистика привоза топлива. В этих условиях у нас нет альтернативы, кроме как снижать энергозатраты на производство электрической и тепловой энергии, повышая конкурентоспособность. Я являюсь противником т.н. модели «альткотельной» – нельзя никакие тарифы развивать, глядя на самую неэкономичную и самую нечистую энергию, вырабатываемую котельной. ТЭЦ позволяет в 2 раза снизить затраты топлива на производство электроэнергии, при условии правильного соотнесения затрат на топливо. И тогда не надо никаких других методов, кроме экономического метода. Никто не захочет строить котельную, имея низкий тариф от ТЭЦ.

ТЭЦ в России – единственный сектор генерации, который оказался изгоем. Во всем мире ТЭЦ на рынке не торгуется, у ТЭЦ обязаны купить электроэнергию, если она им нужна, и не по тэцовским дешевым тарифам зимнего периода, а по базовым тарифам других электростанций. Вот это – нормальный подход. ТЭЦ разрешается непосредственно с секции генераторного напряжения отдавать свою электроэнергию потребителю. Наши ТЭЦ за это наказывают. Электросетевые компании Германии стимулируют ТЭЦ по продаже электроэнергии близлежащим потребителям. Это им выгодно, т.к. ТЭЦ находятся в центре нагрузок и электросетевым компаниям не надо строить дорогостоящие сети высокого напряжения, иметь повышенные потери в сетях, платить за землю для сетевого строительства. Этим они поднимают экономику тех предприятий, которым дали дешевую электроэнергию. Так промышленность Германии получает дополнительные конкурентные преимущества.

Сергей Сергеевич Белобородов, член ПРЭН-клуба, вице-президент НП «Энергоэффективный город»

– С 2010 года у нас цена КОМ (конкурентный отбор мощности – прим. ред.) для старой генерации, включая ТЭЦ, только снижалась, несмотря на инфляцию в стране. Определенные объемы генерации, введенные по механизму ДПМ (договор поставки мощности – прим. ред.), которая не всегда нужна, компенсируются за счет неоплаты электрической мощности существующей генерации, которая вырабатывает 80% всей электроэнергии. Финансируя по ДПМ строительство дорогих ветровых и солнечных электростанций, приходится сдерживать рост стоимости для старой генерации, ТЭЦ, а потом мы пытаемся переложить часть затрат с рынка электрической мощности на рынок тепловой энергии, потому что денег не хватает.

Рынок электрической энергии (мощности) может быть одноставочным (один продукт: электрическая энергия), двухставочным (два продукта: электрическая энергия и электрическая мощность). В основном в мире применяется одноставочная модель рынка электроэнергии.

Цена электроэнергии в одноставочной модели зависит от числа часов использования оборудования электростанций. Чем ниже число часов использования, тем выше цена.

Генерирующее оборудование, используемое всего один час в году, должно за этот час окупить все свои годовые затраты и принести необходимую прибыль собственникам. Для случая маржинального ценообразования стоимость электроэнергии данной электростанции определит стоимость электроэнергии для всех включённых электростанций на данный час. Произойдёт резкий рост стоимости электроэнергии для потребителей. Поэтому, одноставочная модель рынка в чистом виде не может существовать. Применяются специальные тарифы для генерирующего оборудования, обеспечивающего резерв электрической мощности.

В одноставочной модели отсутствует возможность эффективного антимонопольного контроля со стороны государства.

В двухставочной модели рынка оплачиваются отдельно электрическая энергия и электрическая мощность. Оплата электрической мощности гарантирует генерирующим компаниям необходимую выручку для компенсации эксплуатационных и капитальных затрат, налогов, а также получения прибыли. Реализация электрической энергии в первую очередь покрывает стоимость топлива, а также формирует прибыль генераторов. В Российской Федерации применяется двухставочная модель рынка.

Плюсом двухставочной модели является возможность эффективного антимонопольного контроля за деятельностью субъектов рынка.

Минусом является раздельный отбор генерации для рынка мощности и для рынка электрической энергии, что может приводить к выбору дорогой генерации.

Изменив подход в выбору генерирующего оборудования по результатам КОМ, можно совместить плюсы и устранить минусы обеих моделей рынка.

– Я бы предложил, если бы при начальном выборе состава оборудования, которое должно пойти в Схему размещения электрических мощностей РФ, которая утверждается правительством, или в КОМ, который планируется, или в Энергостратегию РФ, сделать первоначальный расчет на одноставочную стоимость электрической энергии, а дальше уже, выбрав состав оборудования, спокойно работать по двухставочной модели, которая сейчас обеспечивает вполне нормальный процесс. Если сейчас пересчитать в одноставочный тариф мусоросжигательные электростанции, то стоимость электроэнергии за кВтч зашкалит.

Сергей Белобородов рассказал, что в 2018 году будет построена Белорусская атомная станция.

– В итоге незадействованной станет часть мощности Смоленской атомной электростанции, и вся эта электроэнергия пойдет в центр страны. Атомная генерация будет выдавливать из баланса ТЭЦ, т.к. преимущество будет отдано именно атомной энергии, чтобы не допустить нового Чернобыля.

Он также рассказал о своем программном продукте, который позволяет еще до начала принятия решения об объекте генерации в Схеме размещения в ЕЭС или в Энергостратегии России провести оценку, того как будет работать это оборудование и влиять на существующие станции.

– Мы можем спрогнозировать как строительство новой ПГУ или нового ветропарка может повлиять на работу другого оборудования. Отсутствие прогнозирования может привести к неприятным последствиям. Например, регион построил атомный блок. В результате в регион пришли налоги, появились дополнительные рабочие места. Но за это заплатит другой регион, и необязательно соседний, а, к примеру, находящийся за 1000 километров, когда из его баланса будет выдавлена когенерация. Вместо них придет выработка котельных, автоматически произойдет рост удельных затрат на тепловую энергию, что автоматически должно привести к росту стоимости тепловой энергии выше предельных уровней, которые установлены в рамках социально-экономического развития региона. Любое действие в единой энергосистеме имеет обратные сложные связи, и кто-то от этого может выиграть, а кто-то проиграть.

Василий Васильевич Михайлов, к.э.н., член ПРЭН-клуба, председатель Совета РА «Коммунальная энергетика» им. Э. Хижа, генеральный директор ЗАО «Роскоммунэнерго»

– Основой реформирования энергетики было разделение электроэнергетических предприятий по видам деятельности. Неучет конкурентных преимуществ ТЭЦ привел к тому, что в настоящее время они в большинстве случаев неконкурентоспособны при высокой энергетической эффективности.

Введение принципа «котлового» регионального тарифа на услуги по передаче электроэнергии в 2006 году привело к значительному увеличению числа сетевых организаций и, соответственно, увеличению суммарных затрат на услуги по передаче электроэнергии при снижении уровня обслуживания электрических сетей, а также к окончательному «обезличиванию» электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, расположенных в непосредственной близости от потребителей.

Очевидна необходимость внесения изменений в нормативно-правовую базу энергетики, учитывающих имеющиеся перекосы тарифообразования, функционирования ТЭЦ и иные проблем, выявившиеся по итогам проведенного реформирования энергетики.

Единый подход во всех регионах России по этим направлениям вряд ли оправдан. Учет региональных особенностей, прежде всего фактического баланса производства и потребления электро- и тепловой энергии необходим для принятия решений по тем или иным направлениям именно на уровне регионов.

Представляется необходимым анализ технико-экономических последствий в регионах, хотя бы пилотных, возможного вывода ТЭЦ на региональные рынки энергии.

На федеральном уровне должна быть обеспечена нормативно-правовая база, позволяющая принимать наиболее эффективные решения.

Максим Анатольевич Кулешов, Начальник Департамента рынка системных услуг АО «СО ЕЭС»

– Вся проблема развития ТЭЦ состоит в регуляторных перекосах. Регулятор решил, что затраты на инвест-программы сети проще выровнять и «размазать» по всем ровным слоем. Как следствие мы получаем проблему: не даются преференции генерации, близкой к потребителю. Это вопрос – каким задачам отдать приоритет? Сама по себе постановка вопроса – оптовый рынок или розница, без изменения самой методики распределения сетевого тарифа, на мой взгляд, не даст эффекта.

Далее состоялся обмен мнениями.

По результатам обсуждения ПРЭН-клуб решил продолжить сбор предложений и мнений профессионального сообщества, чтобы выработать консолидированную позицию по этому вопросу. Свои замечания вы можете направлять в адрес клуба по почте enefgorod@gmail.com

Обсуждение данного вопроса также состоится на XV юбилейной профессиональной конференции «Теплоснабжение-2017: функционирование в новых условиях», которая состоится 28-29 ноября 2017 г. в Москве (организатор НП «Российское теплоснабжение»). С более подробной информацией можно ознакомиться на сайте Ростепло.ру или обратиться в Оргкомитет: тел.: (495) 741-20-28, email: rt@rosteplo.ru.

Ссылки по теме:
В Госдуме на заседании экспертной секции обсудили принципы планирования энергетического развития регионов
ПРЭН-клуб обсудил дальнейшие реформы в электроэнергетике