Это должно снизить риск возникновения дефицита электроэнергии на этих территориях. А в перспективе, при условии развития рыночных механизмов и внедрения новейших технологий, может стать сдерживающим фактором для роста стоимости электроэнергии.
Как заметил в беседе с "РГ" зампред Комитета Госдумы по энергетике Юрий Станкевич, в приоритете - покрытие дефицита и повышение надежности системы. Появление на розничном рынке генерации промышленных потребителей создает дополнительные стимулы для повышения эффективности, усиливает конкурентную среду в розничном сегменте.
"Вместе с тем такой подход должен реализовываться аккуратно, чтобы не привести к перераспределению издержек на других потребителей и не подорвать устойчивость действующей модели рынка", - считает Станкевич.
Неделю назад глава Ассоциации НП "Совет рынка" (регулятор оптового и розничного рынка электроэнергии) Максим Быстров сообщил, что "Совет рынка", ранее выступавший против допуска промышленной генерации мощностью свыше 25 МВт на РРЭ, готов временно согласиться на это, но с рядом условий. Они таковы: новая крупная промышленная генерация может быть допущена на РРЭ в энергодефицитных районах на определенный срок при наличии у владельца станции договора на потребление мощности из сети на условиях "бери или плати" (take-or-pay).
То есть новые промпредприятия с собственной генерацией (существующей или только запланированной) будут платить за электроэнергию, получаемую из единой энергосети (не от своей электростанции) не по факту потребления, а по заявленной в договоре мощности. Ее превышение будет оплачиваться по повышенным тарифам.
В "Совете рынка" объяснили "РГ", что при строительстве новой генерации, ориентированной на работу на РРЭ, необходимо установление симметричных условий и схожих механизмов для всех участников. Если этого не сделать, может произойти больший, относительно оптового рынка, рост цен на электрическую энергию.
Дело в том, что на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) используется механизм Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). По ним государство дает гарантии возврата вложений инвестора в строительство новой генерации через определенный срок после ее запуска. Возвращаются они не из бюджета, а через повышенные платежи всех потребителей. Обратная сторона ДПМ - если обязательства по строительству новой электростанции не выполнены или нарушены сроки ее ввода в строй, исполнитель попадает на большие штрафы или получает возврат инвестиций не в полном объеме. На розничном рынке такого механизма нет.
Условием take-or-pay "Совет рынка" предлагает заставить новые промышленные предприятия выполнять обязательства по строительству новой генерации. Здесь правда возникают вопросы. Насколько из-за "бери или плати" увеличатся расходы покупателя на период строительства своей генерации? А также может ли take-or-pay быть нулевым или сезонным после запуска свей генерации? То есть, когда промпредприятие полностью себя обеспечивает своей энергией летом, часть ее может отдать, к примеру, соседнему городу, а зимой ему нужно больше электроэнергии, в том числе из общей сети. Или наоборот.
Ассоциация малой энергетики (АМЭ) поддерживает снятие потолка доступа к РРЭ промышленной генерации до 25 МВт. По словам президента АМЭ Максима Загорнова, текущий порог - искусственный барьер для внедрения наиболее эффективных промышленных решений. В условиях дефицита мощностей в некоторых регионах, удорожания стоимости строительства крупной генерации и сетей, а также роста тарифов, иногда в 3 раза выше инфляции, допуск промгенерации на РРЭ абсолютно правильное решение, уверен он.
Но вот условие про договора "бери или плати" в АМЭ категорически не поддерживают. Предварительная оценка показывает, что фиксированные платежи take-or-pay за сетевую мощность могут составлять 50% от операционных расходов проекта. При таких издержках срок окупаемости современных высокотехнологичных станций (газопоршневых установок, когенерация - совместная выработка электрической и тепловой энергии) растягивается с 3-5 лет до 15-20 лет, что превышает горизонт планирования большинства промышленных инвесторов, поясняет Загорнов.
Схожая позиция у Ассоциации "Сообщество потребителей энергии" (АСПЭ). Там поддерживают предложение допустить промгенерацию на РРЭ. Это позволит сократить затраты предприятий и даст ощутимые плюсы энергосистеме. Потенциал прироста мощности по таким объектам оценивается в объеме до 17 ГВт на горизонте 15 лет.
Но в АСПЭ также против условия "бери или плати". Это не решает задачи повышения эффективности работы энергосистемы. Если регулятору важно нивелировать риски непрогнозируемого потребления и повысить дисциплину исполнения, правильнее обсуждать ответственность за недопоставку. А не вводить барьеры для развития промышленной генерации. При таких условиях более предпочтительным для потребителей со своей генерацией будет максимальная автономия или полный "островной" режим, что вряд ли улучшит надежность энергосистемы и приведет к переносу издержек на оставшихся в ней потребителей.
По мнению директора Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ Сергея Сасима, возможность продавать электроэнергию на розничном рынке для генерации, превышающей 25 МВт, действительно может снизить остроту проблемы нехватки мощностей в некоторых дефицитных зонах энергосистемы. Реализация электроэнергии на РРЭ имеет более высокую маржинальность, поскольку формируется на уровне близком к цене ОРЭМ, где она предполагает возврат инвестиционной составляющей. Таким образом, электроэнергия на розничном рынке при условии ее гарантированной продажи содержит механизм окупаемости за счет ценового арбитража (разницы цен на ОРЭМ и РРЭ). В определенных условиях это может быть выгодно как потребителям, так и энергосистеме, считает эксперт.
Но на его взгляд, требование о наличии договора "take-or-pay" теоретически может негативно повлиять на развитие рынка по управлению спросом, поскольку его условия могут ограничивать возможности крупных потребителей по снижению энергопотребления.
Поясним, это механизм, при котором потребители добровольно снижают использование электроэнергии в часы пиковых нагрузок в обмен на денежное вознаграждение. Такой механизм позволяет энергосистеме избегать включения дорогих и менее эффективных резервных мощностей. Он уже показал значительный экономический эффект. С октября 2024 до октября 2025 года года суммарная экономия для всех потребителей за счет снижения цен на рынке "на сутки вперед" составила около 1 млрд рублей.
Впрочем, в "Совете рынка", комментируя запрос "РГ", сразу подчеркнули, что предложенные условия это лишь одно из предложений для стимулирования строительства промышленными потребителями собственной новой генерации. Для реализации этих идей потребуются изменения в нормативной базе, но электроэнергетика не должна сдерживать развитие реального сектора экономики, считают в Ассоциации.
Как замечает Станкевич, условия, предложенные "Советом рынка", обоснованные. Временный формат позволит протестировать механизм и при необходимости скорректировать его без системных рисков. Ключевая задача - найти баланс между развитием распределенной генерации и сохранением финансовой устойчивости всей энергосистемы. При правильной настройке параметров допуска такая модель может стать конструктивным шагом в развитии рынка, уверен он.