Файл: «Теория отраслевых рынков».pdf

Для бизнеса: снижение административного (регуляторного) давления на бизнес Повышение экономической мотивации к оптимизации и развитию теплоснабжения Стимулирование развития когенерации Стабильная и долгосрочная система отношений для поставщиков и потребителей Снижение рисков инвестирования за счет стабильных и долгосрочных правил организации отрасли. [6]

Законом предусмотрен переходный период, который начинается со дня вступления в силу решения об отнесении поселения или городского округа к ценовой зоне теплоснабжения и заканчивается в день вступления в силу решения об утверждении предельного уровня цены на тепловую энергию. В новой модели центром ответственности в системе теплоснабжения становится единая теплоснабжающая организация (ЕТО)36 . Она отвечает перед регулятором за инвестиционные мероприятия и целевые показатели теплоснабжения, а перед потребителями — за надежность и качество услуг в рамках договоров теплоснабжения. Ожидается, что переход от методики «затраты плюс» к новой модели рынка тепловой энергии обеспечит предсказуемость и экономическую обоснованность устанавливаемых тарифов, а также повысит привлекательность сегмента. Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения». Единая теплоснабжающая организация. [18] Статус ЕТО присваивается теплоснабжающим и/или теплосетевым организациям решением государственных органов в соответствии с критериями, установленными правилами организации теплоснабжения. Границы деятельности ЕТО определяются границами системы теплоснабжения. В случае если на территории поселения или городского округа существуют несколько систем теплоснабжения, может быть выбрана ЕТО для каждой из систем или могут быть определены несколько ЕТО. Тарифы на поставку ЕТО тепловой энергии едины для всех потребителей, находящихся в зоне деятельности данной ЕТО и относящихся к одной категории потребителей. ЕТО наделена полномочиями «одного окна» по купле-продаже и по подключению тепловой энергии. Экономическая модель деятельности ЕТО строится на разнице между доходом от продажи тепла по цене, определяемой соглашением сторон договора, но не выше предельного уровня, и расходами на производство и передачу тепловой энергии, которые формируются на свободной договорной основе, то есть являются управляемыми. Вместе с тем, в случае нарушения надежности и качества теплоснабжения, ЕТО будет обязана выплачивать значительные штрафы, что будет сдерживать организацию от снижения себестоимости производства и поставки тепловой энергии в ущерб надежности и качеству теплоснабжения. Такая модель будет стимулировать ЕТО к эффективной работе. Поскольку предполагается, что ЕТО будет отраслевой монополией, закон предусматривает усиление антимонопольного контроля за деятельностью ЕТО, для чего введены положения об антимонопольном регулировании и контроле в сфере теплоснабжения. Объектами контроля будут являться цены, распределение тепловой нагрузки в системе теплоснабжения и соблюдение правил заключения договоров в этой сфере. [3]

Механизм «альтернативной котельной» позволит отказаться от неэффективных и дорогих теплоисточников. Действительно, при системе тарифообразования «затраты плюс» выигрывают игроки с наибольшими издержками, вытесняя более эффективные ТЭЦ, существенную часть выручки которых формирует генерация тепловой энергии. Сейчас медианное значение рентабельности активов компаний с большой долей тепловой выручки составляет лишь около 4%37, потери тепла увеличиваются, а частные инвесторы не склонны инвестировать в модернизацию без гарантий возврата капитала. Использование метода «альтернативной котельной» позволит обеспечить более справедливые условия для когенерации38, которая по сути является более экономически эффективной, чем обособленное производство тепловой энергии. Мы считаем, что новая модель рынка тепловой энергии будет стимулировать инвестиции в модернизацию тепловой генерации. [4] Несмотря на то что ВИЭ имеют определенные недостатки по сравнению с традиционными методами генерации электроэнергии (например, небольшая плотность энергетических потоков, нестабильность ввиду зависимости от условий окружающей среды, высокие начальные капитальные затраты), в рамках мер по внедрению более экологичных технологий в России с 2013 года поддерживается развитие «зеленой» энергетики. Наиболее перспективными областями применения ВИЭ в России являются изолированные и удаленные энергорайоны. К 2024 году объем производства и потребления электроэнергии с использованием ВИЭ (кроме гидроэлектростанций установленной мощностью менее 25 МВт) прогнозируется на уровне 0,6%. Правительство РФ осуществляет активное развитие и поддержку отрасли электроэнергетики на основе ВИЭ как на оптовом, так и на розничном рынке. Это делает более привлекательными инвестиции (в том числе для международных компаний) в существующие и новые предприятия отраслей электрогенерации и энергетического машиностроения.[3] На оптовом рынке основным механизмом стимулирования развития ВИЭ является ДПМ ВИЭ39. Отбор реализуется на основе целевых показателей, утвержденных Распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 года № 1-р. При проведении конкурсного отбора во внимание принимаются предельные величины капитальных затрат на строительство 1 МВт установленной мощности генерирующего объекта для каждого из видов генерирующих объектов, а также степень локализации на территории РФ производства основного и (или) вспомогательного генерирующего оборудования, что стимулирует конкуренцию и приток инвестиций в отечественную отрасль энергетического машиностроения. Отобранные в рамках ДПМ ВИЭ проекты генерации имеют приоритет при проведении КОМ, который подразумевает отбор проектов на каждый год из четырех последующих календарных лет отдельно по видам генерирующего оборудования совокупно для всех ценовых зон оптового рынка. [7]

Методика, на основе которой рассчитывается цена ДПМ, предусматривает возможность снижать цену мощности объекта генерации в случае невыполнения инвестором требования по локализации производства. Гарантированные платежи, обеспечивающие возврат вложений, повышают привлекательность проектов для инвесторов путем существенного снижения уровня рисков. В свою очередь, это обеспечивает снижение стоимости заемных средств и, как следствие, стоимости мощности по ДПМ ВИЭ. По данным АТС, в 2017 году в результате конкурсных отборов проектов ВИЭ были выбраны проекты по строительству ВЭС совокупной установленной мощностью 1651 МВт и СЭС совокупной установленной мощностью 520 МВт. Плановые инвестиции в строительство ВЭС оцениваются в 169,9 млрд руб. при средней величине удельных капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности на уровне 105,8 тыс. руб./кВт. В части СЭС объем планируемых инвестиций составляет 57,0 млрд руб., средняя величина удельных капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности — 108,4 тыс. руб./кВт. [14]

Модернизация генерирующего оборудования Разработанный в 2008–2010 годах механизм ДПМ позволил частично решить данную проблему за счет привлечения частных инвестиций в модернизацию генерирующего оборудования. По данным Ассоциации «НП Совет рынка», с момента появления механизма ДПМ российские генерирующие компании вывели из эксплуатации 27 ГВт мощностей, и еще 5 ГВт должны быть выведены в 2017 году. Мощности, введенные в эксплуатацию в рамках ДПМ к середине 2017 года, составили 11,6% от совокупной установленной мощности (27,7 ГВт)51. В рамках реализации обязательств по заключенным ДПМ ожидается ввод еще 2,1 ГВт до конца 2018 года, однако на этом программа ДПМ завершается. Несмотря на то что механизм ДПМ способствовал повышению инвестиционной активности и обновлению генерирующих мощностей, он оказал на отрасль и негативное влияние. Так, изначально механизм ДПМ в большей степени был сфокусирован на электроэнергии, без учета тепловой энергии. [11] Это привело к снижению интереса к комбинированным генерирующим мощностям, которые тем не менее не могут быть выведены из эксплуатации ввиду их двойной функции. Такие объекты перешли в статус вынужденной генерации: в 2016 году 15,27 ГВт мощности были классифицированы в качестве мощностей вынужденной генерации (6,43 ГВт для тепловой энергии и 8,84 ГВт для электрической). Данная ситуация способствовала переизбытку мощностей на рынке электроэнергетики при их низкой загруженности. По словам представителей Минэнерго России, к концу 2017 года ведомство планирует подготовить новый механизм поддержки модернизации генерирующих мощностей, который может быть реализован в формате, аналогичном ДПМ, через корректировку механизма КОМ или другим способом.[10] Предполагается, что новые механизмы стимулирования модернизации будут учитывать при расчете окупаемости и выручку от продажи тепловой энергии. Начало реализации проектов в рамках нового механизма ожидается в 2022 году, когда мощности, построенные по первым ДПМ, выйдут на рынок КОМ и генераторы перестанут получать повышенные платежи за новую мощность. Мы ожидаем, что в связи с завершением программы ДПМ будут предложены новые стимулы для инвестиций в модернизацию генерирующих мощностей.[2]

Мировой рынок энергетики переживает значительные технологические изменения. Одним из таких изменений является формирование новой модели, предусматривающей разномасштабные комплексные системы и сервисы интеллектуальной энергетики, построенные на основе открытой сетевой архитектуры. Будет создаваться новая технологическая платформа на базе «умной» инфраструктуры рыночной экосистемы активных потребителей и других субъектов распределительной энергетики. Экосистема производителей и потребителей появится в розничном секторе электроэнергетики за счет возникновения малой и микрогенерации, разработки более технологичных накопителей энергии и других видов приборов с регулируемой нагрузкой (вплоть до «умного» холодильника), а также за счет развития беспрепятственного интегрирования в общую сетевую инфраструктуру, которая позволит обмениться энергией (так называемый «Интернет энергии») [17]

Использование новых технологий в производстве электроэнергии даст возможность уменьшить стоимость электроэнергии, полученной от возобновляемых источников энергии и малой генерации, а также снизить потери в сетях. В результате уменьшения стоимости производства малой генерацией все больше потребителей смогут устанавливать у себя средства малой генерации для собственного использования. Это не только приведет к улучшению экологической ситуации, но и поможет удовлетворить растущий спрос наиболее эффективно, потому что поддержание и развитие текущей инфраструктуры будет значительно дороже для конечного пользователя. В России также обсуждаются новые технологические тенденции: уже активно развиваются генерирующие объекты ВИЭ, утвержден закон, который позволяет продавать в сеть электроэнергию, полученную от малой генерации. Осваиваются новые технологии «умного дома», которые уже используются в домах, в гостиничных комплексах, на промышленных объектах. [16] Однако в России есть и определенные ограничения, не позволяющие добиться быстрого перехода к новой технологической парадигме в электроэнергетике: • значительная конкурентоспособность ископаемых источников по сравнению с возобновляемыми (доступ к природному газу); • природные условия, не дающие возможности добиться быстрого развертывания источников ВИЭ; • сосредоточение населения в крупных городах; • пока еще индустриальный характер экономики; • уже созданная и эффективно функционирующая двусторонняя сеть высокого напряжения, в рамках которой применение цифровых технологий ограничено.[8] Тем не менее мы видим серьезный потенциал в применении цифровых технологий в сети среднего напряжения, что позволит добиться значительной экономии операционных расходов (на 15-20%) и большей эффективности инвестиций (на 25-30%). Сегодня в этом сегменте сформировался значительный спрос при чрезвычайно фрагментированном предложении. Как потребители (сетевые компании), так и финансовые институты готовы стимулировать развитие высокотехнологических компаний, которые могут успешно конкурировать и предлагать технологические решения в следующих новых направлениях: • оборудование для ВИЭ; • надежные и гибкие распределительные сети; • интеллектуальная распределительная энергетика; • накопители энергии; • электродвигатели и технологии для инфраструктуры электродвижения; • потребительские сервисы. Использование новых технологий в энергетике позволит повысить эффективность в отрасли и откроет дополнительные возможности для инвесторов. [9]

3.3 Прогноз развития отрасли

Обзор прогнозов развития отрасли был составлен на основе Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017–2023 годы. Данный документ формируется Минэнерго России на базе Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, инвестиционных программ ФСК ЕЭС, МРСК, ТСО и инвестиционных программ генераторов электроэнергии. Правительством утвержден план совершенствования системы перспективного планирования в электроэнергетике59. Предполагается, что определение перспективных площадок для размещения объектов генерации будет осуществляться путем синхронизации документов перспективного планирования с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики и ведения двух видов реестров:

• реестр национальных инвестиционных проектов, разрабатываемый субъектом РФ сроком на пять лет;

• реестр крупных инвестиционных проектов, разрабатываемый Минэнерго России сроком на пять лет.

Исходя из данной информации, будет разрабатываться среднесрочный прогноз потребления электроэнергии и мощности на 10 лет, утверждаемый Минэнерго России. На основе прогноза будут подготовлены схема и программа развития ЕЭС России, а также электроэнергетики субъектов Российской Федерации. Прогноз спроса на электроэнергию По данным Минэнерго, в 2016 году спрос на электроэнергию по ЕЭС России составил 1027 млрд кВтч. Согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2017–2023 годы, утвержденной Приказом Минэнерго России от 1 марта 2017 года № 143, в 2023 году потребление электроэнергии ожидается на уровне 1101 млрд кВт-ч. Таким образом, спрос на электроэнергию по ЕЭС России к 2023 году увеличится на 74 млрд кВтч, а среднегодовой темп роста составит 1%. При этом рост потребления прогнозируется по всем ОЭС. В территориальной структуре существенных изменений не прогнозируется. На фоне присоединения энергосистемы Республики Крым и города федерального значения Севастополя к ОЭС Юга, а также присоединения Центрального и Западного энергорайонов Республики Саха (Якутия) к ОЭС Востока доля этих ОЭС в территориальной структуре потребления электроэнергии в 2023 году увеличивается. Также незначительный рост, согласно прогнозам, продемонстрирует доля ОЭС Сибири (0,4%), что будет обусловлено увеличением спроса со стороны алюминиевых заводов (повышение мощности на Богучанском алюминиевом заводе, ввод Тайшетского алюминиевого завода, строительство второй очереди Хакасского алюминиевого завода). [2]