Файл: Реформа электроэнергетики в России (Структура электроэнергетической отрасли).pdf

Таким образом, доля правкомиссии составит за весь период действия программы 5,85 ГВт, а на рыночных условиях между генераторами ценовых зон распределены 33,15 ГВт. Если основную программу модернизации, несмотря на более чем полугодовое опоздание, всё же уже можно считать согласованной, то механизм обновления электростанций в неценовых зонах ещё только предстоит разработать. Для запуска подпрограммы потребуются поправки в федеральное законодательство (в частности, в ФЗ-35 «Об электроэнергетике»). Её действие будет распространено на Дальний Восток и, вероятно, Архангельскую область и Республику Коми (ранее регуляторы обсуждали возможность присоединения двух последних регионов к ценовой зоне, но сейчас, по имеющейся информации, отказались от этой идеи).

Вторым по значимости после модернизации событием года в энергетическом секторе стала реформа электросетевых тарифов, предполагающая, в том числе, введение платы за сетевые резервы – неиспользуемые ЛЭП и подстанции, которые резервируются за потребителями.

По данным энергетиков, прирост сетевой мощности с 2011 по 2017 год составил более 74 МВт, тогда как в реальности потребители загружают из них лишь 7,6 МВт. Минэнерго много лет пыталось решить проблему неоплачиваемого резерва сетевых мощностей, но до практических шагов не доходило. Активное продвижение инициативы началось с назначением в мае текущего года профильным вице-премьером Дмитрия Козака, основная дискуссия пришлась на начало осени.

Первоначально проект Минэнерго предусматривал поэтапный рост ставок на резерв, который определяется как разница между максимальной присоединённой и реально потребляемой мощностью: начав с 10% от обоснованной ставки на содержание объёма резерва в 2020 году, к 2022 году он должен был увеличиться до 20%, в 2023 году – уже до 60%, с 2024 года предполагалось ввести 100% (оплата по максимальной мощности). Владельцев собственной генерации предполагалось обязать оплачивать передачу 20% от объёма выработки их электростанций, но не более максимальной присоединённой мощности, прописанной в договоре ТП. В ответ осенью в правительство поступило сразу несколько писем от крупнейших потребителей и ассоциаций, которые заявляли о предстоящих многомиллиардных убытках. Активнее других против нововведений выступали металлурги и нефтяники, однако их доводы не были признаны состоятельными. Более того, в процессе обсуждения нормы проекта ужесточились: потребители начнут платить за резерв уже в 2019 году – с 1 июля ставка составит 5% от объёма резерва.

После 2022 года рост цен на электроэнергию не должен превышать инфляцию, поручил правительству Владимир Путин. Для выполнения этого условия регуляторам необходимо учесть в будущих периодах финансовый эффект от всех долгосрочных программ. Модернизация позволит выполнить это поручение. Однако другие игроки рынка, прежде всего, ВИЭ-генераторы, настаивают на продолжении поддержки сектора за счёт средств энергорынка. И это не устраивает ни традиционных генераторов, ни потребителей.

В начале года альтернативщики озвучили чрезвычайно амбициозный план по строительству ещё 19,8 ГВт ВЭС и СЭС, что обошлось бы потребителям в 4,6 трлн рублей. В связи с фантастическим объёмом программа всерьёз даже не обсуждалась на рынке. Позднее представители ВИЭ-генераторов снизили аппетиты до 10 ГВт, но даже этот объём полностью не вписывается в инфляционные ограничения за горизонтом после 2022 года. Энергорынок пока готов добровольно «пожертвовать» «зелёным генераторам» лишь около 400 млрд рублей, условно образующихся у них в результате сдерживания цен на рынке «на сутки вперёд» по мере ввода ВИЭ-станций. Рассчитывать на то, что стороны самостоятельно найдут компромисс, не приходится. Решение, вероятно, будет приниматься чиновниками уже в будущем году с учётом позиции энергорынка и инфляционных ограничений. При этом эксперты в один голос указывают на необходимость усиления роли прямой господдержки, а также развития ВИЭ в неценовых зонах и в розничном сегменте, где они могут быть рентабельны в текущих условиях.

Важнейшим событием 2019 года должно стать принятие программы цифровизации сетевого комплекса. Концепция цифровизации электросетей стоимостью 1,3 трлн рублей была представлена «Россетями» на форуме в Сочи ещё в феврале 2018: холдинг заявил, что готов самостоятельно профинансировать 30% объёма, чуть более 800 млрд рублей компания рассчитывает занять на рынке.

Ключевым элементом цифровой сети должны стать «умные счётчики», превращающиеся из инструмента контроля в средство управления. Законопроект об интеллектуальных системах учёта (ИСУ), принятый Госдумой, в первом чтении должен был стать законодательной базой при проведении цифровизации. Весной власти торопили участников рынка с подачей замечаний к законопроекту, но его принятие застопорилось прежде всего из‑за разности в подходах к праву собственности на счётчики: владеть умными приборами хотели и сбытовые компании, и сетевики.

В результате власти нашли компромиссный вариант: счётчики в многоквартирных жилых домах отойдут в ведение гарантирующих поставщиков (ГП), сетевым компаниям достанутся приборы учёта прочих потребителей розничного рынка, в том числе товариществ собственников жилья. Но другой принципиальный вопрос – об источниках финансирования установки ИСУ – остался открытым. По оценкам отраслевых экспертов, замена примерно 50 млн счётчиков в России обойдётся в $5‑15 млрд. В Минэнерго говорят о двух основных путях финансирования: за счёт экономии средств, которая должна формироваться по мере перехода на ИСУ, и тарифной составляющей. Пока у регулятора нет решения, в каких долях будут распределены расходы по этим статьям.

2.2. Ключевые проблемы реформы электроэнергетики в России

Одна из ключевых проблем современной отечественной электроэнергетики - продолжающийся рост износа основного оборудования электрических сетей и станций. В частности, доля распределительных электрических сетей, выработавших свой нормативный срок, составляет около 50%. Семь процентов электрических сетей выработало 2 нормативных срока. Общий износ распределительных сетей достиг 70 процентов, магистральных сетей - 50 процентов, в то время, как износ электросетевых активов в промышленно развитых странах составляет 27-44 процента^[6]. Стареет и станционное оборудование.

Основные пути модернизации и развития отрасли регулируются утвержденными Энергетической стратегией на перспективу до 2030 года (пролонгирована до 2035 года), Стратегией развития электросетевого комплекса на период до 2030 года, федеральными законами и подзаконными актами. Анализ практической реализации программ развития электроэнергетики, разработанных в соответствии с этим Стратегиями, показывает, что из-за низкой достоверности информации о перспективах развития регионов, систематического завышения заявок потребителей на присоединенную мощность, а также по ряду других причин, в программы развития закладываются избыточные генерирующие и электросетевые мощности, которые после ввода в действие остаются невостребованными. В результате увеличиваются удельные составляющие затрат генерирующих и электросетевых компаний и составляющие тарифов на выработку и услуги по передаче электроэнергии, вводятся новые неэффективно используемые мощности и не выводятся из работы старые, требующие избыточных расходов на эксплуатацию и создающие реальные риски выхода их из строя. Сложившаяся ситуация усугубляется тем, что у участников электроэнергетического рынка практически отсутствует мотивация в повышении энергетической и экономической эффективности своей работы.

Отечественные приборостроительные и электротехнические предприятия в непростых экономических условиях смогли освоить и выпускать достаточно широкий спектр современной аппаратуры, которая могла бы быть востребована не только предприятиями и организациями отечественной электроэнергетики, но и способна конкурировать с известными зарубежными аналогами. Однако из-за отсутствия координации разработок нового оборудования со стороны Минэнерго России и головных электросетевых компаний - потенциальных заказчиков, имеет место неоправданное дублирование разработок, нестыковки в программном обеспечении автоматизированных систем управления и учёта электроэнергии^[7]. Многие перспективные разработки отечественной промышленности, малого и среднего бизнеса не пользуются спросом предприятий электроэнергетики из-за сравнительно высокой стоимости, отсутствия необходимых денежных средств, отсутствия необходимых нормативных документов и ряда других причин. Одна из таких причин, очевидно, состоит в том, что с середины 90-х годов прошлого века и до настоящего времени доминирующей остаётся уверенность многих руководителей отрасли, что рынок электроэнергии и конкуренция сами всё отрегулируют и лучшее само пробьет себе дорогу.

Опыт промышленно развитых стран с реально действующими рынками продукции и услуг показывает, что роль государства в создании коммерческих и технологических правил этих рынков, в отраслевой стратегии развития, в стандартизации деятельности субъектов рынка не только не уменьшается, а наоборот повышается. Кое-что в этом направлении уже делается и в России. В частности, важным шагом стало создание в конце 2014 года Технического комитета по стандартизации Госстандарта ТК 016 «Электроэнергетика»^[8].

Перед Техническим комитетом стоят важные задачи по актуализации действующих стандартов и правил, разработке новых с учётом современных требований к оборудованию электроэнергетики и новым технологиям.

Особенно необходимыми при этом должны быть: придание стандартам обязательного, а не рекомендательного статуса; привлечение к их разработке квалифицированных компетентных специалистов; выделение достаточного финансирования. Давно назрели разработка и утверждение с учётом современных требований новых Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электрических сетей и станций, Правил пользования тепловой и электрической энергии, Правил коммерческого учёта тепловой и электрической энергии. Эти Правила так же как и стандарты должны быть обязательными для исполнения. Хочется надеяться, что Технический комитет ТК 016 займёт достойное место в государственной системе стандартизации для нужд электроэнергетики.

Большая работа была выполнена по созданию нормативной базы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в отрасли во исполнение соответствующего закона РФ, постановлений Правительства РФ, подзаконных нормативно-правовых актов. Проведены обязательные энергетические обследования энергетических предприятий и организаций, разработаны программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Начаты работы по внедрению системы энергетического менеджмента. Важность этих работ определяется в частности, сравнительно высокими потерями электроэнергии в электрических сетях России. Так, по данным Минэнерго РФ в 2016г. они составили около 118 млрд.кВт.ч. или 11,42% от выработки электроэнергии. Это в 2-2,5 раза выше, чем в электрических сетях промышленно развитых стран. В некоторых отечественных электросетевых компаниях России потери доходят до 20-40 процентов от отпуска электроэнергии в сеть, т.е. до уровня потерь в сетях отдельных африканских стран^[9]. По укрупненным экспертным оценкам, потенциал снижения потерь электроэнергии в сетях России находится в пределах 20-30 млрд.кВт.ч. в год. Наличие такого потенциала обусловлено: повышенным физическим и моральным износом электросетевого оборудования; низким уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей; неоптимальными режимами работы электросетей; высоким уровнем бездоговорного и безучётного потребления электроэнергии; погрешностями системы учёта; недостаточным уровнем взаимодействия (а часто противостоянием) электросетевых и энергосбытовых компаний и т.п.

Одной из причин повышенных технических потерь электроэнергии в электрических сетях является её низкое качество, не соответствующее в полной мере нормативам по целому ряду показателей. Снижение качества электроэнергии в узлах присоединения потребителей, сопровождающееся частичным или полным прекращением электроснабжения, провалами напряжения, потерями электроэнергии в сетях, отклонениями напряжения (5U), несоответствием коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения (KU(n)), суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения (KU), коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U) влечет за собой значительный экономический ущерб, пока не поддающийся достоверной количественной оценке. Всё чаще отмечаются проблемы снижения качества электроэнергии из-за несимметрии и несинусоидальности токов в электрических сетях 0,4 кВ.