Собственная генерация. Структура ценообразования электроэнергии в Татарстане
В 2019 году средневзвешенная цена электроэнергии из ЕЭС на СН2 в Татарстане составила 5,19 рублей. Фото взято из презентации Ксении Дацко на международном форуме «ТЭФ-2019»
— Ксения Андреевна, насколько адекватен тариф на электроэнергию для предприятий? Из чего он складывается?
— На приведенной таблице наглядно показано, из каких компонентов складывается цена на электроэнергию. Слева — поставляемая по сети Э/Э, справа — стоимость Э/Э собственной генерации. Что лежит в совокупной стоимости, приведенной в левой части? Это стоимость электроэнергии на оптовом рынке 1.25 (по сути, топливная составляющая). А дальше начинается: средства, которые необходимо вернуть инвесторам в тепловую генерацию, в атомную генерацию, в возобновляемую генерацию, стоимости обслуживания вынужденных станций, которые нельзя вывести из цепочки (если они уходят из энергоузла — образуется опасный дефицит, тут и электрика и тепло... издержки огромные, потому что они как раз старые, потребляют очень много, а по сути нужны в очень малой своей доле), инфраструктурные платежи (системный оператор, администратор торговой системы), сбытовая надбавка и сетевой тариф. А еще есть «перекрестка» — это ровно то, что промышленность платит за население. У социально уязвимых категорий, естественно, есть предельные стоимости энергоснабжения, которые расти не могут. И когда во всей системе растут тарифы, они ложатся в основном на промышленных потребителей. Вот мы и приехали к этим 5 рублям 19 копейкам — это средняя взвешенная цена электроэнергии в Татарстане по первым месяцам 19-го года. И что происходит дальше? Если промышленный потребитель переходит на собственное энергоснабжение за счет собственного источника, он лишает сеть необходимого финансирования, чтобы содержать себя. Для того, чтобы где-то недополученные деньги взять, нужно наращивать тариф для тех, кто остался. И это такая воронка, которая образуется в результате перехода потребителя на энергоснабжение от распределенного источника энергии.
И когда во всей системе растут тарифы, они ложатся в основном на промышленных потребителей. Вот мы и приехали к этим 5 рублям 19 копейкам — это средняя взвешенная цена электроэнергии в Татарстане по первым месяцам 19-го года. И что происходит дальше? Если промышленный потребитель переходит на собственное энергоснабжение за счет собственного источника, он лишает сеть необходимого финансирования, чтобы содержать себя. Для того, чтобы где-то недополученные деньги взять, нужно наращивать тариф для тех, кто остался. И это такая воронка, которая образуется в результате перехода потребителя на энергоснабжение от распределенного источника энергии.
— Как же решить эту проблему?
— Осознавая все последствия этой воронки, системный оператор инициировал изменения в нормативную базу розничной энергетики, нацеленные на организацию такой системы развития распределенной энергетики, которая не повлечет сокращение финансового базиса сетевого комплекса. Речь идет о модели активных энергетических комплексов. В отношении АЭК сеть не обязана содержать себя в полном объеме технологического присоединения субъектов АЭК. Соответственно, от сокращения потребления в этой сети финансовых издержек не возникнет.
Фото взято из презентации Ксении Дацко на международном форуме «ТЭФ-2019»
— Как же быть тем, на чьи плечи ложится дополнительная нагрузка от перехода некоторых потребителей на собственные источники энергии?
— Когда предприятие никак не может обеспечить себя собственным источником, экономить можно через участие в механизме ценозависимого потребления. Т. е. на договорных основаниях снижать потребление в пиковые дорогие часы. Такой механизм энергопотребления снизит потребительские траты с одной стороны, и облегчит нагрузку на энергосистему в целом — с другой. Нужно понимать, что повышение цен в пиковые часы — это не просто маркетинговая политика энергосбытовых компаний. Это объективная стоимость. Уже хотя бы потому, что именно в пиковые часы, когда э/э нужна всем и в большом количестве, приходится задействовать мощности как раз тех самых дорогих и малоэффективных генерирующих станций. На выходе мы имеем совсем другую стоимость и, как следствие, другую цену. И это очень правильно, чтобы сбытовые компании использовали гибкую систему тарификации.
По другую сторону сети
Если взглянуть на проблему с другой стороны, то можно влиять и на вопрос ценообразования. Самым слабым и одновременно дорогим звеном здесь являются морально и физически устаревшие ГЭС. Вопрос о модернизации Заинской ГРЭС не раз звучал на площадках форума.
Раиль Газетдинов. Фото предоставлено Даниилом Киреевым, «Эксперт Татарстан»
— Если говорить о долгосрочной перспективе, что сегодня выгоднее. Спасать Заинскую ГРЭС, или избавиться от нее, как поступили с Уруссинской?
— В отличие от Уруссинской ГРЭС, Заинская — это узловая станция, крупная, установленная мощность 2200 МВТ. Кроме того она занимается не только снабжением потребителя, она оказывает еще и системные услуги, а это влияет на устойчивость сетевой системы в целом. Исключить ее из цепочки — это очень затратное процесс. В то же самое время сегодня станция экономически не эффективна. Поэтому вопрос о ее модернизации решается на правительственном уровне и, судя по всему, решится положительно.
— Переоснащение сетевых узлов цифровыми технологиями — всегда ли это необходимо и рентабельно?
— Что характерно для России, это большие мощности, которые нужно передавать на большие расстояния. Естественно это сказывается на цене: на оптовом рынке она достаточно высокая, настолько, что потребитель готов вкладываться в собственную генерацию. Поэтому наша задача — снизить концентрированность мощности, внедрить распределенную генерацию. Это позволяет конкурировать с оптовиками, понижать общий тариф и цены на передачу. Кроме внедрения цифровых технологий, что, конечно, в большинстве случаев эффективно и актуально, существует ряд сопутствующих направлений оптимизации энергопоставок. Это и инженерные и юридические и логистические решения. Приведу один пример. SMART GRID — умные сети, которые внедрены в Казани, Челнах и Нижнекамске. Изначально заказчик предполагал 100%-е оснащение участка этими цифровыми устройствами. В ходе реализации проекта мы поняли, что экономически целесообразно оснащать не все узлы, а только часть из них. Поэтому в некоторых случаях будет вполне достаточно частичной цифровизации. И здесь важно, что это не только технологическое, но и инженерное решение.
Андрей Матвеев, директор филиала «Таврида Электрик Поволжье». Фото предоставлено Даниилом Киреевым, «Эксперт Татарстан»
Чтобы получить ощутимый для экономики эффект, надо научиться правильно применять цифровые технологии. Для этого необходим сопутствующий инжиниринг. В частности, для электросетевого хозяйства, например, мы поставляем вакуумные реклозеры 6, 10, 35 КВ. Служат они для секционирования воздушных линий и автоматической локализации аварийного участка. Сейчас везде на слуху цифровизация, интеллектуализация воздушных линий электропередач. И здесь очень важно, чтобы все было применено корректно, иначе эффекта не будет.
Правильно применять цифровые технологии, безусловно, — выход. Но, вместе с тем, это решение локального характера. Если смотреть на ситуацию в сфере эффективного использования ресурсов в целом, то общие проблемы остаются нерешенными. С одной стороны, потребители являются заложниками сетевых тарифов и цен на топливо, с другой стороны, сетевые, сбытовые и генерирующие компании являются заложниками глобальной конъюнктуры рынка (с экологической, политической и геополитической повестками). В конечном итоге не они устанавливают цену. И здесь кто-то обязательно захочет «уловить ветер», и всерьез примерить систему альтернативных источников.
География нашей страны, ее необъятные территории, проблемная инфраструктура — все это аргументы «против». Для работоспособности таких систем нужны большие резервы. На сегодняшний день энергия ветра, солнца или биотоплива — тема пока дорогостоящая и не рентабельная. К тому же, пока что экономика и инфраструктура завязана на нефтегазодобыче, эксплуатации и экспорте. И тот же Enel, российская компания которой подписала соглашение с минпромторгом РТ, являясь крупнейшим игроком на мировом энергетическом рынке, сегодня активно инвестирует в возобновляемые источники по всему миру. Причем, львиная доля из них приходится на третьи страны. И в спектре интересов инвестора в этом случае, конечно, идет речь не только о киловатт-часах. Отрасль возобновляемой энергетики — огромный рынок. Это, в том числе, рынок оборудования, машиностроения, наука, рабочие места. На чьем оборудовании будем ловить ветер? Чьи научные изыскания применять? Насколько в этой системе смогут быть задействованы рабочие ресурсы? Насколько эта система сможет быть независимой? Насколько, свои традиционные системы энергетики смогут конкурировать, особенно, в тот момент, когда начнут потребители из сети? И, самое главное, как эти процессы отразятся на конечном потребителе? На все эти вопросы мы предлагаем ответить нашим читателям самостоятельно.
Азамат Девятов, кандидат технических наук, директор ООО «ЯШЕЛ ТЕХНОЛОДЖИС». Фото предоставлено Даниилом Киреевым, «Эксперт Татарстан»
— Азамат Ришатович, вся огромная инфраструктура, экономика страны в целом — все заточено под ресурсоразработку. Неужели имеет смысл и перспективы что-то здесь перестраивать?
— Перестраивать уже созданную нефтяную или газовую отрасль бессмысленно. Но, думаю было бы правильно, если бы наши нефте-газодобывающие компании брали в разработку возобновляемые источники энергии в качестве диверсификации своего бизнеса. Примеров таких достаточно — Statoil, Shell, Shevron, Total, ВР. Они все понимают, что «исчерпаемость» ресурсов это не просто какая-то модная экологическая тема, и что это не про «когда-нибудь», это уже про сегодня. Добывать приходится все сложнее, приходится двигаться на север, а это ведет к удорожанию процесса, удорожанию продукта. И сегодня все это понимают. Поэтому экономики слезают с нефтяной и газовой зависимости. Кто-то быстрее, кто-то медленнее, но этот процесс идет. И рано или поздно остро встанет вопрос рентабельности — адекватную цену просто не заплатят.
Алексей Калиничев
