Вышла в свет книга Б.И.Нигматулина и В.А.Пивоварова «Реакторы с тяжелым жидкометаллическим теплоносителем. История трагедии и фарса». Подробнее 

При переходе от регулирования тарифов к свободному рынку эти промышленные предприятия оказались в самых невыгодных условиях. Взять хотя бы принятую в России практику перекрестного субсидирования. Тарифы для населения искусственно занижаются, а для компенсации денежных потерь крупные предприятия вынуждают покупать энергию по завышенным ценам. За последний год эта переплата составила более 150 млрд рублей. Кто от этого выиграл? Электроэнергию по льготным тарифам сегодня получают все категории населения вне зависимости от уровня доходов. В итоге большая часть субсидий уходит на льготы для наиболее обеспеченных граждан, потребляющих больше электроэнергии, которые вполне в состоянии платить и по нормальным тарифам, в то время как реально в финансовой поддержке нуждается около 10% процентов населения. Если бы субсидии распределялись только среди малообеспеченных семей, то на каждую из них пришлось бы по 25 тыс рублей в год – это огромные деньги, в несколько раз превышающие выставленные им счета за электроэнергию.

Еще одним ударом по промышленности может стать принятая в феврале модель долгосрочного рынка мощности, который должен обеспечить необходимый энергетический задел на будущее. По сути, долгосрочный рынок мощности – это гарантия того, что генераторы смогут удовлетворить растущую потребность в электроэнергии, а также гарантия бесперебойной подачи необходимого объема электроэнергии в случае внештатных ситуаций. За эти гарантии вновь предлагается заплатить потребителям, однако при планировании объемов резервных мощностей их мнение не учитывается вовсе. Объемы новых мощностей определяются административным путем, причем при планировании за точку отсчета берется пиковое потребление, в то время как на пиковые нагрузки приходится не более 20% времени. А поскольку затраты на строительство маневренных электростанций, позволяющих подстраиваться под график потребления, довольно высоки, принимаются решения о строительстве электростанций максимальной мощности, которые в итоге большую часть времени работают в экономически невыгодных режимах.

Кроме того, недешевое оборудование для электростанций закупается за границей и облагается таможенными пошлинами, для строительства привлекаются дорогие кредитные деньги, что делает новые мощности экономически нерентабельными. Но энергетики нашли способ отбивать неоправданные инвестиции. Оплачивать строительство и поддержание как реально необходимых, так и невостребованных мощностей будут крупные потребители. Зато генераторы будут получать двойную прибыль – сначала на рынке мощности, а затем и на рынке электроэнергии. Все потому, что существующая модель рынка не отражает динамику спроса на электроэнергию. По оценкам Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, в 2020 году фактическое потребление электроэнергии окажется на 19% ниже показателей Генсхемы. Цена ошибки прогнозирования в 1 ГВт составит в зависимости от типа генерирующей мощности от 43,5 до 90 млрд рублей капитальных затрат, оплаченных потребителями.

В основе всего лежит искусственное разделение рынка мощности и рынка электроэнергии, так как около 30% электростанций, имеющих дорогие мощности, но вырабатывающих дешевую электроэнергию (ГЭС и АЭС), не могут работать по принятой модели. Это приводит к созданию для них дополнительных правил. Есть и другие исключения, такие, как системные генераторы или новые мощности по так называемым «Договорам предоставления мощности», в результате чего вся система становится одним большим исключением. Выходом из ситуации могло бы стать включение платежей за мощность в состав платежей за электрическую энергию. Такая схема позволит избежать двойного маржинального ценообразования и сделать более прозрачными условия окупаемости затрат поставщиков.

Во всем мире основой рынка являются долгосрочные двусторонние договора, которые хеджируют цены для потребителей и дают гарантии окупаемости инвестиций для производителей. Отсутствие таких контрактов, а следовательно и понимания реальной потребности в объемах электроэнергии дорого обходится для обеих сторон как в случае превышения, так и в случае дефицита. У генераторов есть пятилетние договора на поставку газа на условиях take or pay, предусматривающие финансовую ответственность обеих сторон. Но почему-то на уровне взаимоотношений между генераторами и потребителями обоюдная ответственность не предусмотрена. Поставщикам выгодно оставаться на краткосрочном рынке, ведь цена электроэнергии «на сутки вперёд» для всех производителей определяется по наиболее высокой заявке.

При этом никто не принимает во внимание одну из ключевых ролей крупных потребителей в обеспечении надежности энергосистемы. Крупные предприятия оборудованы системами аварийного отключения нагрузки, стабилизируя ситуацию даже вовремя сложнейших системных аварий. Именно промышленные предприятия обеспечивают постоянную базовую нагрузку электростанций, позволяя избегать вынужденных простоев и продлевая тем самым срок службы оборудования, повышая коэффициент использования установленной мощности. Кроме того, промышленность потребляет большую часть генерируемой энергии, а следовательно является оптовым покупателем. Но вместо льготных тарифов крупные компании, почему-то, получают все новые и новые дополнительные платежи.

Без долгосрочных контрактов мы обречены на растущие аппетиты энергетиков, которым выгодны избыточные мощности – ведь платить все равно придется потребителям. Долгосрочный рынок мощности, призванный стать механизмом возврата инвестиций в энергетику, может принести обратный эффект. Задавленные высокими тарифами и дополнительными платежами промышленники будут вынуждены экономить, что приведет к уменьшению внутренних инвестиций, снижению темпа развития предприятий, а, следовательно, и к отсутствию необходимости в новых мощностях. А то и вовсе закроются, лишив энергетиков доходов и от текущих продаж генерируемой энергии.