«Россети»: «Цифровая трансформация 2030».
Проблемные точки финансирования

Основная статья: Цифровизация в Россетях

С точки зрения технологий работы с электроэнергией, группа «Россети» относится к сегменту передачи и транспортировки электроэнергии. Это крупнейшая электросетевая компания России, которая объединяет в своей структуре магистральный электросетевой комплекс, межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании. Важно отметить, что «Россети» занимаются не только собственно транспортировкой электроэнергии (ЭЭ) по территории РФ. Крупные потребители ЭЭ подключаются непосредственно к магистральным сетям ФСК ЕЭС, а к сетям 6/10 кВ –небольшие города с малоэтажной застройкой, коттеджные поселки, средние и малые промышленные предприятия, электрифицированные железные дороги, газо- и нефтепроводы.

Рис. «Россети» отвечают за передачу ЭЭ, а также обеспечивают подключение некоторых видов потребителей

Проблемное льготное присоединение

В числе предложений "Россетей" - повышение льготной ставки за техприсоединение (ТП) к электросетям. Сейчас льготы предоставляются двум категориям потребителей: населению и микро-бизнесу, которым требуется присоединить объекты мощностью до 15 кВт, а также малому и среднему бизнесу, подключающему объекты от 15 до 150 кВт.

Сетевые компании связывают необходимость корректировки условий льготного ТП с резким ростом числа заявок после 1 октября 2017 года, когда в состав платы за ТП энергопринимающих устройств максимальной мощностью не более 150 кВт перестали включаться расходы, связанные со строительством объектов электросетевого хозяйства. Как отмечают в АО «Донэнерго», в 2018 году количество заявок льготной категории заявителей у компании выросло вдвое, по сравнению с 2016 и 2017 годами. Более чем вдвое увеличился и размер ее капитальных затрат по заключенным льготным договорам. Эти затраты включаются регулятором —Региональной службой по тарифам — в состав платы за электроэнергию потребителей области на следующий период регулирования.

Негативные последствия применения этой льготы в части выпадающих доходов сетевых компаний еще не приобрели фатальный характер, но число заявок данной категории продолжает расти,— комментирует Даниэль Дмитриев, советник председателя правления ассоциации «Некоммерческое партнерство территориальных сетевых организаций.— Пока о льготе знают далеко не все: пользуются ею только те потребители, которые хорошо осведомлены о процедуре отстаивания своих прав во взаимодействии с сетевой организацией. Но правовая грамотность растет быстро, и можно прогнозировать, что без ограничения порядка применения льготной категории сетевые компании столкнутся с валом заявок.

По словам Дмитриева, изначально введение льготного режима предполагало, что льгота будет способствовать развитию бизнесов на стартовом этапе и воспользоваться ею можно будет однократно. Но в настоящее время, сетует представитель энергетиков, льготой до 150 кВт многократно пользуются операторы сотовой связи, строительные компании и предприятия ряда других отраслей. По сути, речь идет о бесплатной процедуре: например, в Московской области льготное ТП до 150 кВт стоит около 8 тыс. руб.Дмитрий Бородачев, DатаРу Облако: Наше преимущество — мультивендорная модель предоставления облачных услуг

По данным сетевых компаний, одной из основных проблем остаются манипуляции с льготными механизмами ТП: подача заявок с немотивированным объемом мощности, использование различных обходных схем по дроблению мощностей таким образом, чтобы входить в льготный диапазон, и т. д. Например, распространены случаи, когда заявителю требуется мегаватт мощности и он дробит свой участок на несколько мелких, чтобы на каждый из них получить по 150 кВт на льготных условиях и заплатить вместо 25–30 млн. руб. несколько тысяч рублей. Кроме того, есть примеры, когда при строительстве многоквартирных домов подаются отдельные заявки по 150 кВт на каждый подъезд.

"Россети" предлагают брать с потребителей по 5 тыс. рублей с каждого подключаемого киловатта. Таким образом, присоединение 15 кВт подорожает в 136 раз и обойдется в 75 тыс. рублей.

Энергетики просят пересмотреть порядок предоставления льгот, поскольку преференции предоставляются за счет самих энергокомпаний и являются выпадающими доходами сетевой организации. Очевидно, что энергопредприятиям терять эти доходы не хочется. Из–за большого числа льготных подключений доля платы за технологическое подключение в выручке снижается. Экономика компаний страдает и от того, что приходится проводить подключения в сжатые сроки и привлекать для этого кредиты.

Льготное присоединение в нынешнем виде себя изжило: это прямое перекладывание расходов на техприсоединение с мелких потребителей на крупных, — считает глава Агентства энергетического анализа Алексей Преснов.

По его мнению, изначально предполагалось, что расходы от льготного присоединения будут компенсироваться за счет доходов сетей через рост тарифа на передачу. Однако этот принцип давно не работает.

Рост тарифа на передачу ограничен индексами и политическими решениями, — объясняет Преснов.

Поэтому, считает он, необходимо пересмотреть всю структуру формирования тарифов сетей.

Например, можно было бы организовывать рассрочку платы за техприсоединение на много лет через платежи, которые, в свою очередь, должны корректно отражать, так называемые, остаточные затраты сетей, некомпенсируемые через плату за объем переданной энергии и плату за пиковую мощность, — говорит эксперт.

Валерий Дзюбенко, заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии», высказался категоричнее.

Льгота для техприсоединения к сетям отдельных категорий потребителей предоставляется за счет повышения платежей для остальных потребителей. Если льгота при подключении необходима, то ее следует сделать адресной для тех, кому она действительно нужна, и финансировать ее не за счет повышения тарифов для других потребителей, а из бюджета,- считает он.

Замгендиректора по коммерческой деятельности АО «Донэнерго» Дмитрий Амельченко говорит о том, что корректировка льготных условий ТП позволит снизить количество заявок и затраты на их исполнение:

Данная инициатива, по нашему мнению, будет стимулировать потребителей с большей ответственностью подходить к вопросам определения необходимой максимальной мощности и в конечном итоге будет способствовать снижению затрат сетевых компаний на излишние инвестиции и техническое обслуживание энергооборудования.

Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев на это замечает, что для повышения ответственности заявителей за льготное техприсоединение, в первую очередь, необходимо работать с местными и региональными властями, которые отводят участки под будущее строительство.

Правительство РФ, несмотря на возражения ФАС, согласовало предложение Минэнерго и «Россетей» о корректировке механизма льготного техприсоединения (ТП) к сетям мелких промпотребителей (до 150 кВт) еще в сентябре прошлого года. Однако вице-премьер Дмитрий Козак предложил скорректировать принципы расчета стоимости ТП для потребителей, отказавшись от определения цены каждого киловатта подключаемой мощности. Такие изменения требуют поправок в федеральное законодательство, и в связи с фактором социальной значимости вопроса дальнейшие события развиваются небыстро.

Проблема неиспользуемого резерва мощности

Фактически данная идея «Россетей» сводится к специфическому варианту известной формулы «Бери или плати».

Позицию компании разъяснил генеральный директор ПАО «Россети» Павел Ливинский в интервью агентству «Интерфакс»:

Ситуация проста. У нас с 2011 г. присоединено 74 гигаватт мощности, а используется из них порядка 10%. Эти фонды фактически работают, бремя их содержания ложится на всех потребителей. Несправедливая ситуация, когда за неэффективных потребителей платят эффективные - внутренняя «перекрестка» получается. Чтобы создать внутренние стимулы к эффективному использованию мощности, мы предлагаем механизм оплаты резерва. Его целью является не получение дополнительных средств, а справедливое распределение тарифной нагрузки по потребителям.

Ливинский поясняет:

По существующим нормам мы обязаны сетевую мощность, под которую построена инфраструктура для потребителя, в любой момент времени для него подать. Она за ним зарезервирована, все фонды, которые построены, стоят, «гудят», эксплуатируются - но при этом ответственности у заявителя по потреблению соответствующей мощности нет.

Главная проблема, считают в «Россетях», - это то, что у потребителей нет экономического стимула оплачивать всю мощность, которая была изначально заказана.

Глава «Россетей» ссылается на то, что оплата резерва является нормальной международной практикой, которая используется в разных отраслях:

На что заявился, за то и платишь. Не избыточно платишь, а ровно столько, сколько необходимо для содержания и обслуживания построенных под твою заявку мощностей. Без перекладывания этого бремени на других эффективных потребителей.

Ожидаемый эффект от внедрения механизма оплаты потребителями сетевого резерва составляет около 50 млрд. руб. в год.

Это не дополнительные средства, а высвобождение дефицитных инвестиционных ресурсов, которые фактически мы тратим нерационально: строим объекты под заявки, которые у нас идут на техприсоединение, по схемам и программам развития, которые утверждают регионы. Получается, что мы потратили инвестиционные ресурсы в объекты, по которым у нас нет полезного отпуска,- поясняет Ливинский.

Иными словами, выручка «Россетей за счет внедрения данного механизма (полной оплаты резерва) в абсолютном выражении не увеличится, но высвободится некоторый инвестиционный ресурс.

Накануне запуска программы цифровизации компания предлагала следующий график перехода на данный механизм: в 2019 г.- 5% оплаты резерва мощности, в 2020 - 10%, в 2021 - 15%, в 2022- 20%, в 2023 - 60%, с 2024 года - 100% оплаты резерва мощности.

В «Россетях» считают справедливым подход, при котором у потребителя остается всего два варианта действий в отношении получаемой мощности: либо оплачивать ее целиком, без учета фактического использования, либо отказаться от излишней мощности.

Она попадает в общий оборот, ее можно использовать для присоединения других потребителей. Если считать, что порядка 14 гигаватт незагруженных сетевых мощностей в год вводится и взять на эту величину CAPEX затрат, получим величину того, что не надо нам дополнительно будет строить, чтобы присоединять новых потребителей - мы просто будем использовать существующие резервы, высвободившиеся мощности,- поясняет Павел Ливинский.

В целом, идея выглядит вполне логичной: от нынешней идеи финансового «котла» перейти к идее «котла» мощности, из которого каждому потребителю предназначено ровно столько, сколько ему нужно. Другое дело, что создать этот «котел мощности» совсем не просто – этому мешает нынешняя структура балансовой принадлежности сетей. А раз единого «котла» нет, локальные изменения в финансовых условиях негативно скажутся на тех или иных участниках производственных цепочек в энергетическом секторе.

Законопроект Минэнерго от 2018 г.

Еще в 2018 г. Минэнерго России опубликовало проект постановления кабмина, вводящего плату за сетевые резервы. Документ предполагает введение платы за резерв для потребителей (кроме населения и приравненных к нему категорий), которые фактически не использую 40% и более от заявленной максимальной мощности. Для тех, кто не откажется и не перераспределит избытки мощностей, плата ежегодно будет увеличиваться на 5% стоимости объема резерва исходя из экономически обоснованной ставки на содержания сетевых объектов. К 2022 г. плата за резерв для таких потребителей поэтапно увеличивается до 20% от стоимости резерва. Аналогичные ставки предлагалось ввести для потребителей, имеющих собственную распределенную генерацию и не отключившихся от ЕЭС России.

Как говорится в пояснительной записке к документу, он разработан в

в целях создания условий для оптимального использования уже имеющейся сетевой инфраструктуры и разумного сдерживания роста затрат естественных монополий.

Поясняется, что потребители завышают объемы максимальной мощности на этапе подключения к электросетям, не неся при этом никаких издержек. Фактически многие из них используют половину и менее резервируемой мощности. Так, по данным Минэнерго, в 2010-2016 гг. по актам техприсоединения потребители получили сетевую мощность равную 65 ГВт, фактическая потребляемая мощность составляет 7,5 ГВт (12% от заявленной).

Отсутствие механизма экономического стимулирования потребителей к перераспределению (отказу) от длительно неиспользуемых резервов сетевой мощности в действующем законодательстве приводит к росту объёмов строительства объектов электросетевого хозяйства для энергоснабжения новых потребителей вместо использования незагруженных сетевых мощностей, – отмечается в пояснительной записке к проекту.

Согласно проекту сетевые компании будут регулярно проводить анализ неиспользуемых потребителями резервов. Попадать под условия оплаты сетевого резерва такие мощности будут в случае, если по итогам года объём резерва в каждый месяц составлял более 40% от максимальной мощности (то есть, если фактическое потребление составляло менее 60% в каждом месяце). Для потребителей с максимальной мощностью менее 670 кВт (для них отсутствует требование по обеспечению почасового учёта) объём фактической сетевой мощности будет определяться расчётным способом.

Если ситуация не меняется и дальше (резерв превышает 40%, потребитель не перераспределяет и не отказывается от мощностей), тогда стоимость услуг по передаче растёт на 5% в год от стоимости объема резерва исходя из экономически обоснованной ставки на содержания сетей. Таким образом, до 2022 года указанная плата поэтапно увеличивается до 20% от стоимости резерва и достигает полной оплаты резерва к 2024 г. Если компания не будет платить, излишек объема будут отдавать другим, а новые потребители с июля 2019 г. будут сразу платить за резерв полностью.

Сетевым организациям проектом постановления вменяется в обязанность осуществлять постоянный мониторинг имеющихся у потребителей резервов и направлять информацию об оплаченном резерве регулятору. Тот по итогам каждого регуляторного периода исключает средства за оплаченный резерв из необходимой валовой выручки, тем самым снижая котловые тарифы на услуги по передаче энергии для всех потребителей.

Отдельно в проекте прописывается порядок определения платы за резерв для тех потребителей, которые используют собственную генерацию.

Минэнерго России всячески способствует развитию распределенной генерации потребителей, вместе с тем считает недопустимой ситуацию, при которой за 100-процентное резервирование сетевыми компаниями мощностей для таких потребителей платят другие потребители соответствующего региона РФ, – отмечено в пояснительной записке к проекту.

В результате формируются «нездоровые» стимулы перехода на собственную генерацию за счёт ухода от оплаты услуг по передаче при сохранении за собой возможности в любой момент получить энергию из внешней сети, считают в Минэнерго. Поэтому в отношении таких производителей проектом предлагается ввести оплату услуг по передаче с учётом 20% потребления электроэнергии, покрытого собственной выработкой, но в пределах заказанной при технологическом присоединении максимальной мощности.

Дмитрий Медведев 4 сентября 2018 г. поддержал инициативу Минэнерго.

Позиция Минэкономики, ФАС и крупных потребителей

Проект Минэнерго вызывал критику со стороны потребителей — группы ГАЗ, «Русала», «Роснефти», ЛУКОЙЛа и других нефтяников, которые, в основном, требовали отказа от него. Наибольшие споры вызвала норма об увеличении платежа для владельцев собственной генерации.

Минэкономики, как следует из перечня разногласий, считает некорректным вынуждать платить за резерв сетевой мощности и производителей энергии. Там полагают, что присоединенная мощность генератора основывается на схеме выдачи мощности в сеть, а не на объеме потребления. В «Совете производителей энергии» дополнительную нагрузку от платы за резерв после 2024 г. оценивают в размере 30 – 80 млрд. руб. в год. Это увеличит себестоимость и цену на электроэнергию, ожидается рост расходов на электроэнергию у объектов теплоснабжения (котельных, электро-котельных и т. д.), считают в ассоциации. В итоге это может потребовать роста тарифа на тепло на 3 – 4%.

ФАС считает, что проект Минэнерго не учитывает интересов энергоемких потребителей на удаленных территориях, где из-за отсутствия иных потребителей невозможно отдать «лишнюю» сетевую мощность. Для таких производств нужно вводить плату за резерв только в районах с дефицитом сетевой мощности, считают в службе. ФАС также выступает против оплаты сетевой мощности на объем электроэнергии, вырабатываемый собственными электростанциями потребителей. Это «делает нерентабельным использование потребителями вторичных ресурсов для выработки электроэнергии», считает ведомство. Минэнерго не стало учитывать эти замечания, и в версии проекта от 6 декабря 2018 г. существенных изменений не появилось. Как сообщает «Коммерсант», в министерстве пояснили, что оплата услуг по передаче с учетом резерва предусматривается для любых энергопринимающих устройств, в том числе тех, которые расположены у генераторов. Им уже дано исключение, отметили в Минэнерго: станции будут платить за резерв, только если фактическое потребление будет менее 20% от максимума. Если сетевая инфраструктура используется, то затраты на ее содержание должны распределяться между всеми энергопринимающими устройствами, без разницы, каким собственникам они принадлежат, считают в ведомстве.

Василий Киселев из «Сообщества потребителей энергии» полагает, что это «кабинетный» проект, «лишенный технологических и экономических обоснований», но при этом он позволяет наращивать доходы сетей сверх тарифных ограничений. А Владимир Скляр из «Арована Капитал (ранее ВТБ Капитал)а», наоборот, считает позицию Минэнерго логичной, ведь цель проекта — не увеличение прибыли или тарифной нагрузки на отдельных участников рынка, а более экономически оправданное бремя содержания сетей:

Резервирование собственной генерации или содержание резерва на будущий рост — это перекладывание затрат на прочих потребителей.

Минэнерго планировало, что постановление будет принято в начале 2019 года, после чего документ отравится привычным маршрутом в правительство. Однако дискуссии продолжились и в 2019 году.

28 марта в Москве на площадке «Деловой России» прошел круглый стол «Оплата резерва сетевой мощности: возможности и риски для бизнеса». Как отметили эксперты, в соответствии с предлагаемой методикой оплаты резервируемой мощности, доля сетевой составляющей в конечной цене электроэнергии для потребителя может достигать 70-80%. Это приведет к увеличению цены для потребителя с текущих 4 - 4,5 руб./кВт·ч до 6 - 8 руб./кВт·ч. По оценкам экспертов, данная инициатива может ударить, в первую очередь, по малому и среднему бизнесу страны и, в целом, оказать негативное влияние на экономическое и технологическое развитие энергохозяйства страны.

Валерий Жихарев, директор департамента розничного рынка и сетей ассоциации «Сообщество потребителей электроэнергии», вновь указывает:

Предлагаемый министерством расчет «резерва» от величины максимальной мощности технологического присоединения не связан с реальным объемом и стоимостью сетевой инфраструктуры, содержащейся для нужд потребителя. Проект исходит из того, что за каждым потребителем в энергосистеме закреплен свой собственный резерв сетевой мощности, которым этот потребитель может воспользоваться в любой момент. На деле оптимальное использование инфраструктуры, как правило, обеспечивается кольцевой топологией сети, схемно-режимными решениями и перегрузочной способностью трансформаторов, позволяющими более эффективно использовать мощности соседних подстанций, страхующих друг друга в случае аварий или увеличения внеплановых нагрузок.

В сети не существует никакого обособленного резерва, содержащегося исключительно в интересах данного конкретного потребителя. Сетевое оборудование используется для множества потребителей, чьи нагрузки разнесены во времени. К примеру, уличное освещение использует сеть ночью, а бизнес–центр или магазин загружает это же сетевое оборудование днем. Резервирование обеспечивается, как правило, с учетом совмещения этих нагрузок, нередко с задействованием оборудования соседних питающих центров, то есть схемно»,- считает Валерий Дзюбенко, заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии.

Свою позицию поясняет Дмитрий Амельченко, замгендиректора по коммерческой деятельности АО «Донэнерго»:

Нормативной документацией предусмотрена процедура снижения мощности (отказа от части неиспользуемой мощности) в пользу сетевой организации или перераспределения потребителями в пользу иных лиц максимальной мощности, указанной в документах о технологическом присоединении. Однако потребители не пользуются этой возможностью из-за отсутствия штрафных санкций. Наличие «холостого» резерва мощности на трансформаторных подстанциях приводит к затратам сетевой компании на обслуживание оборудования без получения прибыли от передачи электроэнергии.

Минэнерго: сентябрьский законопроект о сетевом резерве

В сентябре 2019 г. Минэнерго внесло в правительство свой вариант решения проблемы неиспользуемой электросетевой мощности. На момент подготовки законопроекта, по оценке Минэнерго, в энергосистеме РФ не используется до 65% мощности сетей более чем на 100 ГВт.

Новая инициатива коснётся крупных потребителей (не менее 670 кВт) с 2020 года. Минэнерго хочет обязать тех потребителей, которые постоянно используют менее 60% максимальной мощности, больше платить за передачу электроэнергии: с 2020 года – на 5%, с 2021-го – на 10%. Этот период является переходным, и база тарифа на услуги по передаче электроэнергии меняться не будет. С 2022 года оплата резерва возрастёт на 15%, с 2023-го – на 20%, с 2024-го – на 60%, с 2025 года – на 100%. При этом дополнительная плата, поступающая сетям, будет вычитаться из их тарифной базы, тем самым, как ожидает Минэнерго, снижая «котловые» тарифы. Для владельцев блок-станций (электростанций, работающих в энергетической системе и оперативно управляемых ее диспетчерской службой, но не входящих в число предприятий системы по ведомственной принадлежности) стоимость услуг вырастет на 20% (от уровня выработки собственной генерации), даже если потребитель не пользуется услугами по передаче и, например, отдает выработку в сеть.

Документ также вводит понижающий коэффициент 0,55 для объектов, требующих повышенного резерва мощности, например для резервных насосов объектов теплоснабжения или водоснабжения. Но это все равно категорически не устраивает Минстрой, который ссылается на расчеты «Мосводоканала»: резерв компании сейчас составляет 74,5%, необходимость его оплаты повысит стоимость электроэнергии в 2,4 раза, тарифы на водоснабжение и водоотведение вырастут на 21%. Министерство просит полностью исключить из сферы действия проекта объекты коммунальной инфраструктуры. По оценке Минэнерго, которая приводится в протоколе разногласий министерств, с учётом понижающего коэффициента в среднем платёж потребителей за передачу энергии увеличится на 6%.

ФАС отмечает, что плату за резерв нужно вводить только в регионах с дефицитом сетевой мощности и только для новых потребителей, а подход же с применением понижающего коэффициента для предприятий ЖКХ служба называет «дискриминационным».

В Минэкономики полагают, что отсутствие вычетов из тарифной базы в первые два года введения резерва приведёт к завышению совокупного платежа потребителей вместо «справедливого перераспределения тарифной нагрузки». Крупные потребители электроэнергии оценивают свои дополнительные траты в самом пессимистическом варианте в 342 млрд. руб. в год.

Глава Агентства энергетического анализа Алексей Преснов отмечает, что последняя версия проекта Минэнерго, в целом, выглядит разумно. Позицию Минэкономики, ФАС и Минстроя эксперт считает популистской и полагает, что некоторых уточнений требует переходная процедура, особенно в части неучёта дополнительных доходов сетей при установлении тарифов в первые два года.

Директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин считает, что, в первую очередь, во введении оплаты резерва сетевых мощностей нуждаются регионы, которые испытывают их дефицит. К таким относятся Москва, Московская область, Санкт-Петербург и другие города с населением больше 1 млн. человек.

В этих городах есть потребители, которые готовы подключиться к сети, но нет мощностей. Зато у других мощности не выбираются в полном объеме,– пояснил эксперт.

Ведущий эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков полагает, что введение оплаты резервных мощностей может стать финансовой гарантией для сетевых компаний, которые доставляют потребителям необходимые объемы электроэнергии:

Сегодня генерирующие компании подписывают соглашение с правительством о поставке мощности и точно знают, что, если построят электростанцию, им эти инвестиции вернутся. Теперь такие гарантии могут появиться и у сетевых компаний.

Проблема перекрестного финансирования

Суть данной проблемы для «Россетей» обозначил Павел Ливинский: «Перекрестка» у нас возникает как результат установления тарифа для населения ниже экономически обоснованного уровня. Предлагаемая мера обеспечивает справедливое распределение бремени перекрестного субсидирования населения. Это общестрановая проблема. Только по группе компаний «Россети» общее бремя составляет 216 млрд. руб. , это огромная сумма. И эта нагрузка распределяется на малый, средний и крупный бизнес, присоединенный к распределительным сетям».

Простого решения этой проблемы нет, уверен Ливинский:

Тариф для населения сейчас заведомо ниже экономически обоснованного. Бороться с перекрестным субсидированием можно только путем наращивания тарифа для населения, а это социально сложная тема. Сокращение «перекрестки» - нерешаемая задача в краткосрочной или среднесрочной перспективе, социально было бы безответственно говорить о таком резком изменении. Как решать саму проблему перекрестки и как справедливо распределить ее - это два разных вопроса, требующие широкого рассмотрения и принятий решения органами власти.

С вопросом справедливого распределения «перекрестки» тесно связан другой острый вопрос – уход прямого потребителя с уровня «Россетей» на магистральные сети ФСК (ЕНЭС). В этом случае он бремя «перекрестки» не несет.

У него цена одномоментно в четыре раза уменьшается из-за различия цены на высоком уровне напряжения в распределительных сетях и на сетях ЕНЭС (ФСК),- поясняет Павел Ливинский.- В текущей модели уход потребителя должен быть компенсирован в региональном «котле» путем увеличения тарифа распределительных сетей. Это неправильно - то, что крупный потребитель, который ушел, освободился от «перекрестки», при этом, малый и средний бизнес мы «догрузили».

Глава «Россетей» дал свою оценку финансовых проблем «Россетей», возникающих в связи с уходом крупных потребителей на сети ФСК:

Распределительный комплекс потерял от ухода крупных потребителей 15% всего полезного отпуска в целом по стране с 2012 по 2017 годы. Нужно понимать, в каких условиях мы живем. Мы с 2012 по 2017 год уменьшили свои операционные издержки на 30%. При этом цены на все увеличивались - на кабель, провод, базовые ресурсы (медь, алюминий, трансформаторная сталь), цены на услуги подрядчиков, заработные платы. Затратные статьи все увеличивались на величину инфляции, а где-то и даже больше. Внутренние издержки для дальнейшей оптимизации исчерпаны. При этом мы ограничены планкой предельного уровня роста тарифов, по соцэкономпрогнозу с учетом дополнительного снижения». Все это «подрезает» наши инвестиционные возможности. Мы же критическая инфраструктура, сокращение затрат чревато последствиями. У нас на 2-3% в год - устаревание фондов, потому что инвестиционных источников недостаточно, чтобы в полном объеме проводить техперевооружение и реконструкцию.

Идея увеличить тарифы ФСК: 2018 год

Для устранения дисбаланса в стоимости услуг сетей разного напряжения правительство РФ в сентябре 2018 г. решило увеличить тарифы ФСК.

Дифференциация тарифов на услуги магистрального сетевого комплекса не снизит финансовую нагрузку на тарифы распредсетевого комплекса, а, наоборот, может ее существенно увеличить,- считает Валерий Дзюбенко, заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии».- «Россети» хотят перераспределить около 38 млрд. руб. из выручки распредсетевых компаний в тарифы магистральных сетей, что увеличит стоимость услуг последних почти вдвое. Но дело в том, что многие промышленные предприятия пользуются услугами как распределительного, так и магистрального сетевого комплекса, и финансовый результат для них от этой манипуляции никак не изменится — сумма просто перекочует из одной платежки в другую.

Кроме того, увеличение платежей предприятий и организаций за услуги магистрального комплекса приведет к удорожанию их товаров и услуг, что по цепочке вернется к их потребителям в распределительном комплексе.

По мнению эксперта, на высвободившийся объем финансирования в тарифе распредсетевого комплекса сетевые организации вправе заявить недополученную выручку прошлых периодов, которую они раньше не могли получить из–за ограничений роста тарифов. В результате и тариф на услуги магистральных сетей вырастет, и распредсетевой тариф не снизится, считает Валерий Дзюбенко:

Рост тарифа на услуги магистральных сетей будет стимулировать энергоемкие предприятия к сокращению потребления электроэнергии из общей сети и переходу на собственные энергоисточники. В итоге база потребления из сети для сбора выручки сетевых организаций будет сокращаться, что спровоцирует новый виток роста сетевых тарифов. Таким образом, инициатива «Россетей» по дифференциации тарифов магистральных сетей, на наш взгляд, бессмысленна и вредна для всех потребителей.

Алексей Преснов, глава Агентства энергетического анализа считает, что вопрос дифференциации тарифа на передачу ФСК для конечных потребителей и сетевых организаций должен решаться за пределами рынка — путем квазиналоговых сборов, возможно, через плату за передачу, то есть пропорционально объему потребления услуг, а возможно, и по другим параметрам, например, через годовой сбор, пропорциональный мощности энергоустановок.

Предложения крупных потребителей

Промышленность компенсирует, так называемое, перекрестное субсидирование, которое в электросетевом комплексе составляет, по оценке ФАС, 200 млрд. руб. Крупная промышленность традиционно жалуется на рост цен на электроэнергию, который в последние годы все больше формируется нерыночными факторами. Так, по оценкам «Совета рынка», в 2021 г. потребители заплатят за мощность 823 млрд. руб., при этом 81% придётся на нерыночные надбавки, в основном, это оплата строительства ТЭС по договорам на поставку мощности (ДПМ) в 2011–2017 годах.

Опасаясь дальнейшего роста цен на электроэнергию, крупные потребители придумывают новые способы снижения издержек. Например, «Русал» просит заморозить стоимость электроэнергии для экспортеров. Компания предлагает за счёт исключения перекрёстного субсидирования зафиксировать цены на электроэнергию для экспортёров, например, на некоторый срок, скажем, пять лет, рассказал директор по работе с естественными монополиями компании Максим Балашов. «Русал» предлагает внести такие условия в законопроект о защите и поощрении капиталовложений.

Эксперты указывают на то, что крупные компании подвергают критике нерыночное образование цены на энергию, но зачастую сами предлагают нерыночные решения проблемы. Так, желание «Русала» давать скидки экспортёрам может обернуться неожиданными последствиями, рассуждает Владимир Скляр из «ВТБ Капитала», ведь даже некоторые генерирующие компании занимаются экспортом электроэнергии (например, «Интер РАО»).

Советник заместителя главы «Почты России» Виктор Лебедев считает, что снижать цены нужно для новых энергоёмких потребителей.

Компания «Русэнергосбыт», основной поставщик электроэнергии для РЖД, предложил отказаться от раздельного определения цен на электроэнергию и мощность. Это смелое предложение подразумевает объединение оплаты электроэнергии (реально выработанные киловатт-часы) и мощности (плата за готовность генкомпаний предоставить энергию в будущем). По замыслу главы компании Михаила Андронова, в качестве эксперимента стоит попробовать снижать объём гарантированно оплачиваемой мощности на 10% в год.

Регуляторы против: уход от двухставочной схемы потребует оценки экономических последствий, предупредил начальник регулирования электроэнергетики ФАС Дмитрий Васильев. В стоимость мощности уже включено множество надбавок и долгосрочных обязательств, и неизвестно, как от них избавляться, подчёркивает глава «Совета рынка» Максим Быстров.

Переход оптового рынка на одноставочный тариф лишит генераторов источника дохода на поддержание необходимого уровня мощностей, и всё равно сохранит компоненты платы за мощность по всем видам ДПМ, – считает Алексей Хохлов.,

Идеи потребителей невыполнимы в сложившейся энергосистеме, считают аналитики, поэтому крупная промышленность продолжит уходить с рынка на собственную генерацию.

Идея увеличить тарифы ФСК: 2019 год

В сентябре 2019 г. Минэнерго вновь выступило с законопроектом о дифференциации тарифа ФСК. Сейчас тариф в магистральных сетях намного ниже, чем в распределительных, поэтому Федеральная сетевая компания уверена, что на 50% его можно увеличить уже в ближайшие три года. Сторонники законопроекта отмечают, что сейчас объемы перекрестного субсидирования составляют не менее 200 млрд. рублей, и эта сума с каждым годом будет увеличиваться.

Крупная промышленность ожидаемо выступила против повышения тарифа ФСК. РСПП просит правительство отложить рассмотрение инициативы, опасаясь роста цен на электроэнергию выше инфляции. Повышение тарифа ФСК может обернуться ростом цен на электроэнергию выше инфляции и увеличением перекрестного субсидирования, говорится в постановлении бюро РСПП.

По мнению бизнеса, в России вообще пора ввести мораторий на появление новых и продление старых видов перекрестного субсидирования (когда промышленность компенсирует сниженные тарифы населения) вплоть до 2041 года.

В РСПП полагают, что обсуждение дифференциации тарифа нужно отложить и предварительно провести анализ влияния перекрестного субсидирования на всех субъектов электроэнергетической отрасли, включая потребителей. А на весь предшествующий период ввести мораторий, чего и добивается крупная промышленность.

Соответствующий законопроект внесен в правительство в конце октября. В нем предложен период моратория до 2041 года. В целом, экспертные оценки текущей ситуации с регуляторными мерами помощи бизнесу «Россетей» - диаметрально противоположные.

По оценке «Россетей», дифференциация тарифов ФСК позволит хотя бы частично, в пределах 17%, переложить необходимый объем перекрестного субсидирования на крупных промышленных потребителей. В компании полагают, что это не приведет к росту дополнительной тарифной нагрузки на бизнес, но позволит восстановить социальную справедливость в отношении всех потребителей электроэнергии. По предварительным расчетам «Россетей», введение дифференцированных тарифов на услуги ФСК позволит в перспективе уменьшить «котловые» (единые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии в среднем на 6%.

Сергей Пикин из Фонда энергетического развития поясняет, что серьезнее всего снизятся тарифы в регионах Сибири, где работают крупнейшие металлургические предприятия, они же и главные потребители электроэнергии.

В Минэнерго отметили, что их расчеты также показывают перспективу снижения «котловых» тарифов — на 2,5% к 2025 году.

При этом по отдельным субъектам Российской Федерации, где имеются значительный объем перекрестного субсидирования и высокая доля прямых потребителей единой национальной электрической сети (ЕНЭС), ожидается более существенное снижение единых тарифов, – сообщили в Минэнерго.

Так, в Белгородской области оно может составить 11,2%, в Красноярском крае –– 19,1%, Кемеровской области –– 6,2%, Челябинской –– 5,5%, Волгоградской –– 4,5%.

По мнению Минэкономразвития, как сообщили «Известия» iz.ru, эти нововведения существенно увеличат нагрузку на бизнес. Ежегодные расходы предприятий только на оплату резерва могут составить от 44 млрд. до 79 млрд. руб.

Официальное мнение пресс-службы ПАО «Россети»:

Существующая регуляторная база не позволяет ГК "Россети" в долгосрочной перспективе стабильно развиваться, привлекать внешние инвестиции и остановить износ материальных фондов. Денег на массовую замену оборудования у сетевых компаний попросту нет, что ведет к его дополнительному износу на 2% в год. Все это негативно сказывается на энергетической безопасности страны. Об увеличении конечного тарифа для бытовых потребителей, равно как и МСП и крупного бизнеса, подключенного к распределительному сетевому комплексу, речи не идет. Более того, когда законодательство в области электроэнергетики будет усовершенствовано, группа «Россети» получит возможность создать в России современный электросетевой комплекс, управляемый с помощью цифровых технологий, обеспечивающих энергоэффективность всех категорий потребителей, тем самым дав им возможность повысить свою энергоэффективность и сократить расходы на электроэнергию.

Павел Ливинский, генеральный директор ПАО «Россети» (доклад на Коллегии Министерства энергетики РФ по итогам 2018 г.):

Все инициативы, в том числе, связанные с тарифным регулированием будут вводиться мягко без последствий для рядового потребителя. Тарифы расти не будут. Данные меры необходимы для экономического стимула развития сетей. Для нас важно проводить работу, которая позволит увеличивать ликвидность акций «Россетей», увеличивать дивидендную доходность. В 2018 году зафиксирована динамика улучшения финансовых показателей, но уже в 2019 компания может столкнуться с вызовами. Сегодня при существующем ограничении предельного роста тарифа цена на электроэнергию выросла на 11%, что конечно же, повлечет увеличение операционных затрат компании. Поэтому важно пересмотреть подход к регулированию для того, чтобы сбалансированность тарифных решений не приводила к ухудшению финансовых результатов. Холдинг за 5 лет уменьшил свои операционные затраты на треть и потерял почти 20% полезного отпуска в распределительном комплексе. Тем не менее, даже в этих условиях электросетевой комплекс работает эффективно и стабильно, но внутренние экономические резервы исчерпаны. Все законодательные инициативы направлены на создание экономических стимулов, чтобы без увеличения конечного роста тарифа достичь поставленных целей и обеспечить потребителей качественным электроснабжением.

Валерий Дзюбенко, заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:

Можно заключить, что предложения «Россетей» о дифференциации тарифов магистрального сетевого комплекса и введение платы за резерв сетевой мощности не позволяют достичь заявленных целей и ведут исключительно к наращиванию выручки сетевой монополии. Указанные предложения негативно отразятся на экономике предприятий и организаций, приведут к росту цен на товары и услуги и в результате — к разгону инфляции.

Алексей Преснов, глава Агентства энергетического анализа:

{{цитата|«Россети» смотрят с завистью на то, как генераторы в очередной раз пробили очередную программу ДПМ (договоров о предоставлении мощности) и спокойно будут получать гарантированный доход на инвестиции в развитие собственных активов аж до 2047 года. На устойчивый и безмятежный рост сетевых тарифов, основного дохода сетевых организаций, гарантированного правительственными решениями и обеспеченного обязывающими повышенными платежами потребителей, денег, как у нас любят говорить, в пределах инфляции уже не осталось. Поэтому остается уповать на такие вот изменения в нормативном поле, улучшающие положение сетевиков.

Сложные взаимоотношения с распределенной энергетикой

В сложившейся ситуации с тарифами потребители все больше уходят с энергорынка в собственную генерацию, считает Алексей Хохлов. Так, «Роснефть» 11 октября объявила о наращивании собственной распределенной генерации, начав строительство электростанции на 50 МВт на Ванкорском месторождении. Общая доля распределённой генерации на рынке составляет 10–15 ГВт (до 6% мощности всей энергосистемы), и, по оценке Хохлова, на разных стадиях реализации находятся проекты строительства ещё около 1 ГВт.

Распределённая генерация становится всё более привлекательной и для сбытовых организаций. Как показал недавний опрос Ассоциации гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний, 26% из них планируют заняться строительством станций малой мощности (до 25 МВт) для бизнеса, 11% уже имеют такие проекты, а 5% проектируют и поставляют оборудование для небольших промышленных ТЭС.

При этом массовый уход потребителей с оптового энергорынка, приведёт к росту нагрузки для тех, кто на нём останется,- высказывает опасение глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина.

Между тем, распределенная энергетика — это катализатор и ключевой элемент, так называемого, «энергетического перехода» от традиционной организации энерго-систем XX века к новым технологиям и практикам XXI века. В русле этого перехода распределенная генерация является мировым трендом развития.

«Энергетический переход» осуществляется на базе децентрализации, цифровизации, интеллектуализации систем энергоснабжения с активным вовлечением самих потребителей и всех видов энергетических ресурсов. Он характеризуется повышением энергетической эффективности и снижением выбросов парниковых газов (прежде всего, за счет возобновляемых источников энергии). Глобальный рынок технологий распределенных энергоресурсов (малой распределенной генерации, управления спросом, накопителей, энергоэффективности и др.) растет темпами около 6 - 9% в год. Ожидается, что к 2025 г. объем ввода мощностей распределенной генерации превысит объемы ввода централизованной генерации в три раза.

По оценке Международного энергетического агентства, распределенная энергетика обеспечит до 75% новых подключений в ходе глобальной электрификации до 2030 г. Российская энергосистема пока остается в стороне, как от «энергетического перехода», так и от широкомасштабного развития распределенной энергетики.

22 октября в рамках Российского энергетического форума прошла секция «Большая или распределённая энергетика: выбор потребителя». Участники обсуждения резко отозвались о стремлении разработчиков законопроекта из Минэнерго с помощью данной инициативы поставить потребителей с собственной генерацией в заведомо дискриминационные условия.

Регулирование распределенной генерации - когнитивный диссонанс с риском получения результата, противоположного ожидаемому,- считает Алексей Хохлов.

Эксперт полагает, что предпринимаемые действия по предотвращению ухода крупных потребителей на собственную генерацию с соответствующим перекладыванием финансовой нагрузки на остальных потребителей приведут, наоборот, к увеличению стимулов для этих крупных потребителей уйти из централизованной системы.

В связи с появлением новых технологий изменился и подход в развитии энергетических систем, считает председатель исследовательского комитета «Активные системы распределения электроэнергии и распределенные энергетические ресурсы» РНК СИГРЭ, проректор по научной работе ПЭИПК Павел Илюшин.

Нам нужно не противостоять распределенной генерации, а нужно ее использовать. Пока же у нас получается, что распределенная генерация существует сама по себе и сетевой комплекс существует сам по себе, - отметил эксперт. - Если бы мы правильно увидели весь потенциал распределенной генерации, то значительно бы снизили никому не нужные инвестпрограммы ни в сетевом строительстве, ни в ДПМ (договоры на поставку мощности).

Позиция «Россетей» к началу ноября 2019 г. не изменилась.

Отрадно, что благодаря поддержке Минэнерго России, активному содействию заинтересованных ведомств, руководителей субъектов Федерации за последний год мы серьезно продвинулись в поиске оптимальных решений. Прежде всего, имею в виду принятие закона об интеллектуальном учете электроэнергии, а также определение подходов к перекрестному субсидированию,- говорит Павел Ливинский, генеральный директор «Россетей».- Вместе с тем, остаются направления, по которым необходимо работать. В их числе — проблема неэффективно используемых мощностей, необходимость скорейшего совершенствования механизма льготного технологического присоединения, важность перехода на долгосрочное тарифообразование на основе эталонных затрат, а также ускорение процессов консолидации территориальных сетевых организаций.

Проблемы финансирования проектов развития в дочерних компаниях с дефицитным бюджетом

Отдельной проблемой реализации программы цифровой трансформации является различная степень финансовой устойчивости дочерних компаний ПАО «Россети». Так, общий объем дефицита бюджета по всем дочерним компаниям составит до 2030 г. 300 млрд. руб.

По итогам 2018 г., как указывает «Коммерсант», убыток по МСФО показала МРСК Северного Кавказа, которая включает проблемные энергосбытовые компании, – 7,9 млрд. руб. В первом полугодии 2019 г. убыток на уровне 230 млн. руб. получила «Кубаньэнерго». Серьезно ухудшили финансовые показатели МРСК Сибири и МРСК Урала. Их прибыль упала соответственно почти в шесть раз (до 405,5 млн. руб.) и в 6,3 раза (до 640,8 млн. руб.). К хронически проблемным активам также отнесится, например, «Тываэнерго», которая входит в состав Россети Сибирь (ранее МРСК Сибири).

В последние годы «Россети» решали проблемы убыточности отдельных структур через перераспределение в их пользу дивидендов от успешных компаний холдинга. Так, по итогам 2018 г., проблемные активы получили через допэмиссии 12 млрд. руб. из 25 млрд. руб. дивидендов, полученных «Россетями» от дочерних структур. Однако в проекте стратегии развития «Россетей» до 2030 г. указывается, что текущие варианты поддержки проблемных компаний «ведут к снижению объема акций, находящихся в свободном обращении, сокращению объема дивидендов «Россетей» и негативно влияют на инвестпривлекательность холдинга».

Компания рассматривает различные источники покрытия дефицита бюджета для каждого ДЗО (дочернего зависимого общества), принимая во внимание, что объем покрытия ограничивается структурой доходов и расходов каждого ДЗО. В частности, для МРСК Северного Кавказа, Россети Юг (МРСК Юга) и Россети Сибирь (ранее МРСК Сибири) требуется дополнительная индексация тарифов до 8% и увеличение уровня заемных средств с последующим снижением этого уровня. Суммарно прогнозируются следующие параметры покрытия дефицита бюджета по всем ДЗО (в год):

• 5,1 млрд. руб. – льготы по налогу на имущество.
• До 38,0 млрд. руб. – эффект от консолидации электрических сетей.
• 30,2 млрд. руб. – эффект от перераспределения перекрестного субсидирования.
• 8,9 млрд. руб. – продление особых условий функционирования оптового и розничного рынков.
• 21,4 млрд. руб. – эффект от изменения тарифов на технологическое присоединение.

Один из вариантов консолидации «Россетей» подразумевает объединение активов ПАО «Россети» и ФСК. Возможная схема - предложить миноритариям МРСК добровольно конвертировать свои акции в бумаги «Россетей» в ходе крупной дополнительной эмиссии, рассчитанную на несколько лет.

Кроме того, как в начале ноября 2019 г. сообщил «Коммерсант», «Россети» рассматривают возможные варианты выделения проблемных активов из своей структуры. Один из сценариев предполагает вывод из структуры «Россетей» убыточных активов, передача их на баланс государства и последующая передача «Россетям» в управление. По оценке аналитиков, отделение только убыточных «Кубаньэнерго» и МРСК Северного Кавказа сможет поднять капитализацию «Россетей» на 30–40 млрд. руб.

Владимир Скляр из «Арована Капитал (ранее ВТБ Капитал)а» отмечает, что идея упаковки плохих активов в отдельную компанию в энергетике не нова. Однако такие инициативы всегда заканчивались одним и тем же – госкомпании продолжали нести бремя социальной нагрузки за счет денежных потоков из более успешных частей бизнеса.

Идея с выводом убыточных филиалов на баланс государства не устраивает миноритарных акционеров электросетевых компаний. Александр Бранис, директор фонда Prosperity Capital Management, отмечает, что задача менеджмента «Россетей» – превратить убыточные филиалы в прибыльные, а не отдать их бесплатно государству, а потом взять в управление:

Шаблон:Цитатат

Деньги на докапитализацию с убытками потратят, а потом и выделят филиал, отдав его государству. Сначала ущемляются интересы миноритариев, а потом и государства,- указывает исполнительный директор Ассоциации профессиональных инвесторов Александр Шевчук, который входит в советы директоров МРСК.

В новой стратегии развития «Россетей», внесенной осенью на согласование в Минэнерго РФ, рассматривают различные инструменты для повышения капитализации группы компаний. В частности, не исключается конвертация акций дочерних компаний, прежде всего, МРСК, в собственные бумаги общества, рассказал в интервью «Интерфаксу» и.о. заместителя генерального директора по стратегии госкомпании Егор Прохоров, и подчеркнул: «Холдинг с множеством разных акционеров с разными интересами в дочерних компаниях – это неэффективная система».

Пути поиска ответов на множество нерешенных вопросов ведут Правительстве РФ: к концу года оттуда должна прийти новая редакция Энергетической стратегии РФ до 203 5г., а также сбалансированный комплекс регуляторных мер. Хочется надеяться, что он станет не только стимулом для финансирования цифровой трансформации «Россетей», но и поможет поступательному развитию всей энергетической отрасли. А то ведь в пылу битвы за льготы и тарифы на сетевом уровне на второй план отошли нужды развития сбытовых компаний и связанных с ними частных потребителей.

Читайте также

«Россети»: «Цифровая трансформация 2030». Основные положения и параметры

«Россети». «Цифровая трансформация 2030»: риски и вызовы проекта в общеэкономическом контексте

«Россети»: «Цифровая трансформация 2030». Подробнее о модернизации сетевой инфраструктуры

«Россети»: «Цифровая трансформация 2030». Подробнее о том, что такое цифровая электрическая сеть

«Россети»: «Цифровая трансформация 2030». Целевая модель цифровой трансформации

«Россети»: «Цифровая трансформация 2030». Подробнее об источниках финансирования и экономической модели преобразований