Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

Энергорынок: новые угрозы и новые решения для промышленных потребителей

04 ноября 2020

Подписывайтесь на нашу еженедельную рассылку и будьте в курсе всех событий в отрасли 

Подписаться


Масштабное применение нерыночных механизмов на ОРЭМ и в электросетевом комплексе привело к постоянному и ощутимому росту оптовых цен на электроэнергию. В итоге, трендом последних лет в российской электроэнергетике стал переход бизнеса на собственную генерацию. Промышленники уходят с оптового энергорынка, опасаясь дальнейшего увеличения стоимости электроэнергии, а поставщики технологический решений поддерживают их в этом, обеспечивая поставки электроэнергии с дисконтом от оптовых цен.

ОРЭМ: ПЕРЕГРУЗКА

Более 12 лет назад, в июне 2008 года, завершилась реорганизация РАО «ЕЭС России». По словам Анатолия Чубайса, на тот момент потребность российской электроэнергетики в инвестициях оценивалась в 11,8 трлн рублей, из которых 6,75 трлн рублей требовались на создание новых генерирующих мощностей.

Для привлечения этих средств был запущен механизм договоров на поставки мощностей (ДПМ), по которым собственники ТЭС стали получать повышенные выплаты за мощность на ОРЭМ после строительства новых энергоблоков для возврата сделанных инвестиций.

ДПМ стал первым нерыночным механизмом на российском оптовом энергорынке. Но в одиночестве он оставался не долго.

Его конструкция оказалась настолько удобной для государства, что стала использоваться для реализации множества программ развития энергосистемы страны и различных локальных проектов. Так, вскоре после запуска программы ДПМ для ТЭС в нее были включены новые АЭС и ГЭС. Параллельно с этим был введен ряд «квазирыночных» механизмов, аналогичных с ДПМ, для ВИЭ и мусорных ТЭС (МТЭС). Кроме того, правительство использовало надбавки к цене на мощность для финансирования строительства ТЭС в Калининградской области и в Крыму, а также для выравнивания тарифов на Дальнем Востоке. В настоящее время на энергорынке на ДПМ-механизме запущена очередная долгосрочная инвестпрограмма стоимостью порядка 3,5 трлн рублей, рассчитанная на срок до 2035 года: она предполагает модернизацию 44 ГВт старых ТЭС, а также строительство новых атомных блоков и ВИЭ–генерации. До конца года правительство планирует принять необходимую для продления на 2025−2035 года программы поддержки проектов ВИЭ нормативную базу. В этом случае первые отборы по ней пройдут уже в начале года. В Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (СПЭ) подсчитали, что эта программа обойдется промышленности в 573 млрд рублей.

В последующем не исключено появление новых таких надбавок, в частности, для строительства генерации в объеме до 1,6 ГВт для проекта расширения БАМа и Транссиба (Восточный полигон). Источники на энергорынке говорят, что строить мощности для Восточного полигона предлагается по механизму конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), за счет надбавки для оптового рынка. В подтверждение этого стоит отметить, что Ассоциация «НП Совет рынка» в одном из сценариев своего долгосрочного прогноза оптовых энергоцен учитывает в расчетах реализацию этого проекта за счет рынка.

Нельзя отрицать, что благодаря перечисленным программам удалось обновить и построить новые существенные объемы энергомощностей. Только по первой программе ДПМ в целом за 2008–2017 года было введено 26,5 ГВт. Однако, настолько значительное вмешательство в механизмы ОРЭМ привело к тому, что на сегодня плата за мощность, по оценкам «Совета рынка», лишь на 20% состоит из рыночной части и зависит от спроса, а 80% это различные надбавки и «особые» механизмы.

В совокупности это стало причиной постоянного и ощутимого роста оптовых энергоцен, и запрограммировало их на дальнейшее увеличение, как минимум, на десятилетие вперед. Сейчас вопрос только в одном, насколько сильным оно будет. «Совет рынка» допускает, что уже в 2025 году может произойти скачок одноставочной цены на электроэнергию (включает стоимость мощности и электроэнергии) почти на 6%, а в 2026−м сразу на 9,4%. Затем, по расчетам регулятора, показатель начнет постепенное снижение и в 2032 году составит 4,4%.

Из-за явной «перегрузки» оптового энергорынка в сочетании с перекрестным субсидированием в электросетевом комплексе, объем которого на текущий момент оценивается Минэнерго в 239 млрд рублей, трендом последних лет в российской электроэнергетике стал переход бизнеса на собственную генерацию. По данным «Совета рынка», в связи с высоким уровнем предельных цен на электроэнергию для 3−6 ценовых категорий (на высоком напряжении), промышленным потребителям выгоднее строить собственную генерацию в 51 регионе РФ из 61 на территории ценовых зон ОРЭМ. В 2017 году таких регионов было 37.

По разным оценкам, на этот вид генерации сейчас может приходиться от 10 до 23 ГВт при общей мощности российской энергосистемы 246 ГВт.

Укрепить это тренд может принятие предложений Минэнерго по дифференциации тарифов ФСК ЕЭС и введение платы за резерв сетевой мощности.

НОВАЯ УГРОЗА: СЕТИ

В августе в Минэнерго прошло заседание общественного совета ведомства, где министерство впервые представило проект стратегии развития электросетевого комплекса РФ до 2035 года (документ правительством еще не утвержден). Документ подвергся жесткой критике. В первую очередь, из-за инициативы по введению оплаты резервируемой максимальной мощности электросетей, в том числе дополнительные платежи потребителей за собственные электростанции.

От нововведения в первую очередь пострадают предприятия, имеющие собственную генерацию, говорят в «Сообществе потребителей энергии», отмечая, что «допплатёж сетям для них предусмотрен вне зависимости от наличия или отсутствия сетевого «резерва».

В целом, по расчетам СПЭ, в случае введения платы за резерв рост обязательств предприятий и организаций перед сетями составит до 342 млрд рублей в год.

ВЫХОД ЕСТЬ: СОБСТВЕННАЯ ГЕНЕРАЦИЯ БЕЗ ИНВЕСТИЦИЙ

Подобные рыночные условия вынуждают промышленных потребителей для снижения энергозатрат сокращать свое взаимодействие с централизованной сетью, устанавливая собственные генерирующие мощности. Это позволяет им покрыть дефицит присоединенной мощности и оптимизировать стоимость электроснабжения за счет снижения потребления из сети и соответствующего уменьшения платы за мощность и электросетевые услуги.

При этом использование собственной генерации оптимально, когда она является частью гибридного решения, построенного на базе комбинаций возобновляемой энергии, энергии, вырабатываемой на углеводород­ном сырье, микрогридах и их оптимизации за счет нако­пителей энергии. Такие системы, дополняя электроснабжение из сети, позволяют обеспечить своим потребителям значимый для них эффект снижения расходов на электроэнергию и выполнить их требования к «безуглеродности» потребляемой энергии, к ее качеству и надежности энергоснабжения.

Однако строительство собственного энергокомплекса требует существенных первоначальных инвестиций. Их срок окупаемости, например, для предприятий с большим объемом электропотребления (добывающих, металлургических) составляет 7—10 лет (достаточно длинный срок для рынка с постоянно меняющимися правилами).

Но, есть варианты получить собственную генерацию без затрат на ее сооружение: это взятие в аренду модульных электростанций, а также заказ решения «под ключ» по схеме «дисконт от сети».

Первый вариант уже стали типовым. А вот модель «дисконта от сети» — новое предложение, которое было разработано британской компанией Аггреко специально для России и выведено на рынок в 2018 году.

Суть решения заключается в предоставлении заказчику электроэнергии с определенным дисконтом от цены электричества на энергорынке, при этом капвложения, проектирование, строительство и обслуживание энергкомплекса поставщик ведет за свой счет.

Типовой энергокомплекс состоит из мобильных газопоршневых установок, способных работать в режиме когенерации (+тепло) и тригенерации (+тепло и холод). Топливом выступает природный газ или попутный нефтяной газ (ПНГ). Использование эффективного оборудования и дешевого топлива позволяет получать существенную выгоду; размер дисконта зависит от размера энергоцентра, цены газа и т.д. и обычно составляет от 10 до 20%.

По итогам проекта потребитель без каких-то капитальных затрат имеет на площадке независимый от внешней сети энергокомплекс, оставаясь при этом подключенным к Единой энергетической системе и покрывая пиковую нагрузку за счет сети.

«Когда мы представили нашу концепцию на рынке, ведущие нефтегазовые и промышленные компании стали ориентироваться на нее и закладывать в качестве базового решения для энергоснабжения производственных объектов», — отмечает генеральный директор Аггреко Евразия Дмитрий Русскин.

С момента подписания договора до запуска мощностей проходит порядка 12 месяцев. Из них стройка под ключ занимает около 3−х месяцев, остальное время закладывается на получение разрешительной документации. Практика показывает, что связанный с согласованиями этап несёт в себе основные риски. По мнению экспертов, это связано с тем, что сфера распределённой энергетики в России пока еще слабо регламентирована. Реализовать проект в запланированные сроки возможно, имея команду опытных специалистов, способных выстроить эффективный диалог с согласующими органами.

Стоит отметить, что эффективность использования таких энергокомплексов может быть увеличена за счет применения в качестве одного из источников энергетической гибкости механизмов управления спросом (Demand Response, DR). В настоящее время внедрение этого инструмента в России находится в пилотной стадии, которая продлится до 2022 года. Но, уже сейчас участники рынка называют его перспективным, считая зарождающийся рынок DR по-настоящему конкурентным.

РЫНОК В ПОИСКАХ БАЛАНСА

Сегодня мы видим, как формируется будущая конфигурация российского энергорынка. И происходит это под влиянием трех ключевых факторов:

— Масштабного использования нерыночных механизмов ценообразования на ОРЭМ и в электросетевом комплексе;

— Смены технологической модели, которая подразумевает развитие технологий распределенной генерации и переход от аналоговых к цифровым способам управления в электроэнергетической отрасли;

— А также развитие новых конкурентных секторов энергорынка, таких как управление спросом.

При этом первый из них ведет к болезненному для промышленных потребителей увеличению расходов на электроснабжение через оптовый энергорынок. А второй позволяет их сдерживать.

В итоге это приводит к миграции потребителей с оптового рынка в распределенную генерацию, что в свою очередь способствует дополнительному росту цен для оставшихся на ОРЭМ промышленников.

Таким образом, эти факторы выступают взаимными катализаторами, усиливая действие друг друга в отношении оптовых энергоцен, а именно, толкают их вверх.

Исходя из этого и прогнозов относительно резкого увеличения цен на ОРЭМ в связи с началом нового инвестиционного цикла с 2025 года можно ожидать ускорение распространения распределенной энергетики и децентрализации российской энергосистемы.

Поддержит этот процесс увеличение числа проектов по построению в РФ первых коммерческих и промышленных микрогридов — активных энергетических комплексов (АЭК, в 2020 году правительство приняло два программных постановления, направленных на их развитие). По оценкам, которые приводятся в докладе «Активные энергетические комплексы – первый шаг к промышленным микрогридам в России», затраты на электроснабжение из сети оказываются в ряде случаев большими, чем стоимость владения собственной генерацией в составе микрогрида либо сопоставимыми. Поэтому можно предположить, что часть потребителей, создающих перспективный спрос на мощность, предпочтут АЭК технологическому присоединению или увеличению присоединенной мощности.

Прогнозный объем российского рынка коммерческих и промышленных микрогридов к 2028 году оценивается Энерджинет в 1,2 ГВт новой ежегодно вводимой установленной мощности (или 175 млрд рублей в год в денежном выражении в зависимости от сценария роста экономики страны), при этом в 2026 году ожидается почти двухкратное ее увеличение до примерно 800 МВт с 400 МВт в 2025 году.

В утвержденной в этом году правительством «Энергостратегии РФ до 2035 года» говорится, что для ускоренного перехода российской энергетики «к более эффективной, гибкой и устойчивой» модели потребуется модернизационный рывок. Одной из его характеристик называется «структурная диверсификация, в рамках которой углеродная энергетика дополнится не углеродной, централизованное энергоснабжение – децентрализованным».

В тоже время там отмечается, что «новые технологии распределенного производства электроэнергии, микрогенерации, управляемого потребления, виртуального агрегирования ресурсов создают принципиально новые условия для развития конкурентного розничного рынка, [..], что, с одной стороны, ведет к сдерживанию роста цен на электроэнергию, является источником дополнительных инвестиций в развитие систем управления гибкостью на стороне потребителей, а с другой стороны, снижает предсказуемость для инвесторов в отношении возврата инвестиций в объекты оптовой генерации».

Это показывает, что из-за уже запущенных дорогостоящих программ модернизации оптовой генерации в ближайшее годы властям вряд ли удастся существенно сократить долю нерыночных механизмов на энергорынке и ослабить давление на потребителей. Поэтому использование промышленниками распределенной генерации будет только увеличиваться. Насколько быстро это станет происходить будет зависеть от того какие условия создаст для этого государство. Властям предстоит решить непростую задачу: найти баланс между сохранением достаточного для осуществления масштабной модернизации оптовой генерации платежеспособного спроса на ОРЭМ и активным развитием децентрализованной энергетики.


Источник: BigpowerNews


Подписывайтесь на рассылку «Электрические Сети в Системе» и в Telegram, чтобы первыми узнавать о ключевых событиях в электроэнергетике России.

Редакция «Electricalnet.Ru» открыта для ваших новостей. Присылайте свои сообщения в любое время на почту info@electricalnet.ru или через наши группы в Facebook и ВКонтакте