Энергорынку добавили по нужде
28 сентября 2015 г.Тарифы в ряде регионов могут вырасти на 10-14,5%
Минэнерго предлагает дать повышенный "вынужденный" тариф на мощность в 2016-2019 годах не менее чем 13 ГВт ТЭС. Тем самым объем слишком дорогой, но необходимой для энергосистемы или теплоснабжения генерации упадет на треть, однако потребителям оптового энергорынка все равно придется заплатить дополнительно около 20 млрд руб. Причем поскольку по новым правилам за генераторов, вынужденных по теплоснабжению, платит только тот регион, где они работают, тариф в ряде субъектов может вырасти на 10-14,5%.
Минэнерго 1 октября представит правительственной комиссии во главе с вице-премьером Аркадием Дворковичем списки вынужденных генераторов, сообщил замминистра Вячеслав Кравченко. Статус вынужденной — и повышенный тариф на мощность — получает генерация, которая не может из-за высокой себестоимости работать на энергорынке, но необходима для энергосистемы или теплоснабжения. В этом году повышенный доход генераторы могут получить сразу на четыре года — в связи с переходом к долгосрочному конкурентному отбору мощности.
"Ъ" удалось ознакомиться с предварительными списками ТЭС, рекомендованных на статус вынужденных. На 2016-2019 годы это 13 ГВт мощности (более 8% от исторического максимума нагрузки в России), из них 8 ГВт необходимы энергосистеме, 5 ГВт — для теплоснабжения. На повышенный тариф по теплу заявлялись еще 2,5 ГВт, но были отсеяны. Эту информацию подтвердили в Минэнерго. Дополнительная нагрузка на потребителей оптового энергорынка из-за вынужденной генерации может составить более 20 млрд руб. в год, почти половина из них — по теплу. В целом же ее общий объем сократится: в 2015 году такой статус дали 18,4 ГВт. В НП "Совет рынка" добавляют, что не все генераторы заявились на статус вынужденных на все четыре года. По правилам отбора, объем вынужденной генерации учитывается в спросе конкурентного отбора мощности, усиливая ценовую конкуренцию между остальными. Состав кандидатов на вынужденных по теплу, наиболее спорной категории для потребителей, принципиально не изменился. По объему мощности среди них лидируют ОГК-2 (818 МВт, в том числе три блока Череповецкой ГРЭС по 210 МВт) и ТГК-1 (574 МВт) "Газпром энергохолдинга", СИБЭКО (719 МВт) и "Интер РАО" (585 МВт).
Фактически прежний большой объем вынужденной генерации и почти весь ее избыток вернулся на рынок, хотя целью долгосрочного конкурентного отбора мощности было именно его сокращение за счет покрытия большего спроса с меньшей ценой, отмечает Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка. Дополнительные 20 млрд руб. платежей, по ее оценкам, приведут к росту конечной цены для потребителей всего на 1%, что частично компенсируется снижением цен на рынке электроэнергии за счет усиления конкуренции.
Однако нагрузка на потребителей не будет равномерной. В этом году вынужденным генераторам усложнили путь к получению повышенного тарифа: раньше хватало ходатайства губернатора о запрете блока на вывод, теперь он должен согласиться, что оплата мощности полностью ляжет на потребителей его региона. Так, по подсчетам "Совета рынка", в Псковской области рост тарифа на электроэнергию составит 12,3%, в Забайкальском крае и Новосибирской области — 10%, в основном из-за вынужденных генераторов по теплу, а в Бурятии рост может составить 14,5%, в том числе, из-за генераторов, вынужденных по электричеству. Источник "Ъ" в отрасли добавляет, что регулятор в этом году усилил контроль над процедурой получения статуса вынужденных генераторов, например, принимая гарантии только от губернаторов, а не от их заместителей, как раньше. По данным "Ъ", несколько компаний пока не собрали документов для комиссии, в частности, "Т Плюс" (ранее КЭС) Виктора Вексельберга — на 1,1 ГВт, но там сочли это "техническим моментом".
Потребители недовольны таким объемом вынужденной генерации. В НП "Сообщество потребителей энергии" уверены, что стоимость замещающих мероприятий по большей части гораздо ниже годового содержания объектов "вынужденной" генерации, а их реализация занимает, в зависимости от сложности, от двух месяцев до двух лет.