|
Пленарная дискуссия:
«Региональная энергетика. Как привлекать инвестиции в
модернизацию технологической инфраструктуры?»
Первая сессия:
«Поддержка ВИЭ путем реализации положений ФЗ №261 «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности».
«Инструменты государственного регулирования для привлечения инвестиций в региональную энергетику»
В.Е. Межевич. Вот во время делового обеда обсуждались преимущества вот того самого сетевого комплекса, который воссоздается из слияния двух крупнейших сетевых компаний – Федеральной сетевой компании и Холдинга МРСК. Безусловно, тут синергия присутствует, и этот самый сетевой комплекс – это ровно то, что существовало при Советском Союзе под управлением Министерства энергетики СССР. Мы пока не будем говорить и не будем рассуждать о том большом спектре сетевых компаний, который называется «территориальные сетевые компании», их очень много. Можно будет говорить только о тенденциях, о задачах, которые сегодня стоят. Итак, давайте порассуждаем.
В сетевом комплексе, что трудно было предположить еще десять лет назад, появилась такая составляющая как распределенная генерация. Отчасти появление распределенной генерации было связано с тем, что потребители электрической энергии, измученные (это один из факторов) перекрестным субсидированием, различными котлами, которые у нас существовали в сетевом комплексе, с усредненным тарифом, начали искать пути (прежде всего промышленные потребители, естественно), а каким же образом удешевить свою энергетическую составляющую в себестоимости, как это можно сделать, как можно отказаться от оплаты всей той сетевой инфраструктуры, которая сопутствует поставкам электрической энергии, как это сделать дешевле. Тем более, что на российский рынок хлынуло оборудование, производимое на Западе в том числе, позволяющее вырабатывать электрическую энергию (различные газовые дизеля, различное генерирующее оборудование), которое позволило удешевлять электрическую энергию для собственных поставок. Не хочу сказать, что здесь абсолютно чистое явление. Очень часто наши потребители, создавая собственную генерацию для своих нужд, не отключались в то же время от общей сети электроснабжения, стараясь любым способом не оплачивать те услуги, которые, по сути, являлись резервными в том случае, если их генерация остановится. К этому явлению нужно тоже относиться и искать то самое оптимальное соотношение собственной генерации и сетевых услуг, которые осуществляет большая энергетика. Второй вопрос – появилась та самая распределенная генерация, которая утилизировала отходы производства, скажем, от основного технологического цикла вот таких потребителей.
Вторая ситуация – необходимость реализации задачи, поставленной в указе Президента от 2008 года – это развитие возобновляемых источников энергии. У меня здесь есть своя точка зрения, я ее вам сейчас доложу. Безусловно, мы должны этим вопросом заниматься. Возобновляемые источники энергии, их можно как говорится, пересчитать по пальцам: солнце, ветер, использование биоотходов, использование в энергетических целях переработки мусора и малая гидроэнергетика. Это то, что сегодня у нас присутствует в нашем спектре, в нашем обсуждении. Но процесс обсуждения этой тематики, с моей точки зрения, идет с перекосами.
Во-первых, на самом деле использование возобновляемых источников энергии в энергетическом хозяйстве страны достаточно большое. Если мы уберем условное разделение - мы не учитываем в возобновляемых источниках большую гидрогенерацию, наши мощные ГЭС, которые занимают существенную долю в электрическом балансе страны. Есть ощущение, повторяю, это мое личное мнение, что мы немножко закошмарили наше высшее политическое руководство, что возобновляемых источников у нас менее 1%. На самом деле их около 16%. Если я неправ, Игорь меня поправит. Под 20% даже, вот видите. На самом деле мы, наверное, вторые после Норвегии или третьи после Норвегии и Соединенных Штатов с точки зрения использования возобновляемых источников энергии.
Мы очень много говорим о ветре и солнце. Да, безусловно, эти возобновляемые источники нужно использовать. Их активно используют в Германии, их активно используют в Испании. И, по последней информации, у испанцев чуть ли не большую долю в их энергетическом балансе занимают ветроисточники. Безусловно, мы это тоже должны использовать. Но давайте подумаем о тех проблемах, которые возникают с использованием вот таких возобновляемых источников. Ветер есть не всегда. Следовательно, это нужно резервировать. Резервировать чем? Резервировать наличием мощностей в большой энергетике? В силу высокой стоимости единичной мощности в большой энергетике, наверное, это дорогое удовольствие. Во-вторых, управление сетью в этом случае тоже усложняется. И отчасти появление термина «smart grid» связано, в том числе и с тем, что в энергобалансах появляется большая доля ветрогенерации, солнечной генерации.
Безусловно, на этом технологическом поле мы присутствовать должны. Мы обязаны и должны производить, уметь производить самое сложное оборудование, которое используется для производства ветровой и солнечной энергетики. Но нужно ли делать это приоритетом? Нужно ли стремиться к тому, чтобы в зоне, где у нас достаточно энергетических ресурсов в нашей стране, которая достаточно богата первичными энергетическими источниками, такими как уголь, газ, чтобы вот эта ветровая генерация именно в этих зонах развивалась бурно и вытесняла отчасти ту генерацию, которая делается на традиционных источниках топлива? На платформе присутствовать должны, оборудование производить должны. Но заниматься активным вытеснением большой генерации, не нужно, нужно делать это обдуманно.
У нас есть достаточно большое количество зон на территории Российской Федерации, это около 60% территорий, где нет централизованного электроснабжения. Наверное, появление таких источников там, стимулирование их развития там – сегодня первая задача. Но почему-то туда не очень стремятся производители. Почему? Потому что есть проблема, которую нужно решать – это взаимоотношения вот этого возобновляемого энергетического хозяйства ни много ни мало – с Бюджетным кодексом. Как только появляются такие источники, прекращается федеральное финансирование, источник становится неокупаемым. Эту проблему нужно решать, тогда мы можем ожидать, что эти источники будут активно использоваться.
Мы знаем о том, что Правительство подготовило постановление, о развитии возобновляемых источников – солнечной и ветроэнергетики. Давайте подумаем о стоимости, которые сегодня складывается в ВИЭ. Солнечная энергетика – до 31 рубля за киловатт-час. Сравните со средней ценой электрической энергии в России. Ветроэнергетика – до 23 рублей. Малая гидрогенерация – до 18 рублей. Если я ошибаюсь, меня поправят участники сегодняшней дискуссии. Куда эти стоимости этой электрической энергии будут помещаться? Внутри вот той самой ограниченной макроэкономическими показателями стоимости электрической энергии в среднем по России. По сути, дополнительный налог на потребителя. Нужно ли это делать активно, с участием государства, дожимая? Не знаю, вопрос дискуссионный. Вы на него, может быть, сегодня ответите.
А вот что хотелось бы стимулировать, с учетом даже высокой стоимости электрической энергии, которая из этих источников будет получаться? Мое личное мнение: прежде всего переработку отходов потребления, в обиходе – мусора. Переработку в энергетических целях. Для чего? Для того чтобы разгрузить в конце концов нашу территорию от тех свалок, которые мы сегодня имеем. Если вы видели последние публикации Правительства Московской области – более 500 нелегальных свалок только в Московской области. Это означает, что система не налажена, что мы должны стимулировать работу по ликвидации свалок. Мусор должен быть переработан. Пожалуйста, селективный сбор, использование вторичных ресурсов из этого мусора. Все остальное должно быть переработано в энергетических целях, и это мы должны стимулировать.
Второй вопрос, который мы должны стимулировать, – переработка отходов сельского хозяйства. Наши крупные свинокомплексы, комплексы крупного рогатого скота, птицекомплексы. Те, кто возле них живет или когда-то жил, или имел счастье когда-нибудь побывать, на себе ощутили и понимают, насколько отходы этого производства, осложняют жизнь тем людям, которые живут рядом. Это тоже громадная проблема, и это мы тоже должны стимулировать со стороны государства, двигаясь к тому, чтобы все это перерабатывалось. Тем более что оборудование есть, и мир в этом направлении движется.
Солнце и ветер – стимулируем производство на территории Российской Федерации такого оборудования, и направляем в зоны нецентрализованного энергоснабжения. Наверное, нужно постепенно двигаться туда, об этом есть смысл подумать, говорить о том, что возобновляемых источников энергии у нас на самом деле не менее 1%, а под 20%, но есть эти локальные задачи, которые нам необходимо решать.
И третий вопрос, который как раз в развитии нашего сетевого комплекса может возникать и возникает, и это необходимо обсуждать, и это необходимо интегрировать в наше энергетическое законодательство, в нашу энергетическую «нормативку», – это участие потребителей в электроснабжении. Тех самых потребителей, у которых уже возникла распределенная генерация, или тех, которые, возможно, будут создавать такие источники. Их место, не столько с точки зрения удешевления своего производства или своего потребления электрической энергии для своего производства, а, наверное, их участие и правильное участие в покрытии пиковой части нагрузки, там, где эта электроэнергия самая дорогая. Мы должны обеспечить своей большой энергетике работу в базовой части графика, в пиковой или в полупиковой его части, где большая энергетика наиболее эффективна. Это позволит удержать там цену. А вот покрытие пика – это удел той самой распределенной генерации, которая утилизирует отходы, которая может работать, и стоимость электроэнергии там, наверное, самая дорогая.
И, завершая вступление, может быть, спорное, я высказал свою точку зрения, хочу предоставить в начале нашей дискуссии первое слово Жихареву Алексею Борисовичу, руководителю по связям с инвесторами и государственными структурами Программы по развитию ВИЭ в России.
А.Б. Жихарев. Спасибо, Валентин Ефимович за представление. Добрый день, уважаемые дамы и господа. Вы затронули в своем вступлении очень важную тему относительно развития возобновляемых источников энергии и подняли вопрос, каким образом нам стоит подходить к развитию такой энергетики в России. Прозвучал очень важный тезис, который заключается в том, что к развитию возобновляемой энергетики нужно подходить с учетом специфики каждого конкретного региона и с учетом тех проблем, которые мы собираемся решать путем внедрения данных технологий. Поэтому и стоит говорить о том, что не надо общие правила распространять на всю территорию страны, а надо пытаться понять проблематику каждого конкретного региона, и адаптировать решения, которые мы предусматриваем в стратегии развития, в том числе и для возобновляемых источников энергии.
Я хотел бы поговорить, о возможности принятия решений на уровне регионов, не дожидаясь каких-либо решений по нормативно-правовой базе, которые принимаются у нас на федеральном уровне. Мы, в рамках нашей программы по развитию ВИЭ, учитываем нормативно-правовую базу, которая формируется на федеральном уровне, но при этом пытаемся анализировать и возможности субъектов Федерации для принятия решений и по проблемам, которые специфичны для конкретных территорий. Поэтому в своем сегодняшнем докладе я хотел бы сравнить два механизма: один – предусматренный в федеральном законе «Об электроэнергетике» № 35, за счет компенсации потерь сетевых организаций, и те механизмы и инструменты, которые заложены в 261-м законе «Об энергосбережении».
Предполагаю, что в зале есть много представителей регионов. Надеюсь на дискуссию и обратную связь с ее участниками. Возможно, какие-то участники захотят оспорить или, наоборот, может быть, усилить те или иные тезисы, которые прозвучат в докладе. При входе в зал мы разместили пособия, которые более подробно описывают тот подход, ту методологию, которую мы использовали в данном анализе. Поэтому в двух словах я расскажу, о каких механизмах пойдет речь и что с чем будем сравнивать.
В прошлом году были внесены поправки в федеральный закон «Об электроэнергетике», в постановление по розничному рынку, в соответствии с которыми введен один из механизмов, направленных на стимулирование развития ВИЭ, – обязательство сетевых компаний покупки потерь в первую очередь от объектов возобновляемых источников энергии. Это постановление № 128 «О правилах розничного рынка», постановление № 442. Это федеральный закон «Об электроэнергетике», где мы видим статью, которая предписывает сетевым компаниям в первую очередь приобретать потери от объектов ВИЭ. В Правилах о ценообразовании постановления № 1178 мы видим возможность органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации по регулированию тарифов устанавливать тарифы на такую электроэнергию. То есть к регулируемым тарифам у нас относятся как раз тарифы на электроэнергию, вырабатываемую объектами возобновляемой энергетики, в отличие от всей другой электроэнергии, вырабатываемой другими источниками энергии.
Давайте посмотрим препятствия, которые мы видим в этом механизме. Казалось бы, все уже разработано, и возможно приступить к реализации такого механизма, то есть построить объект на возобновляемых источниках энергии, обратиться в местную региональную энергетическую комиссию за тарифом, заключить договор с сетевой компанией и по установленному тарифу реализовывать эту электроэнергию напрямую сетевой организацией для компенсации потери.
Но с какими проблемами мы сталкиваемся в реальности? Это процесс квалификации. То есть мы понимаем, что тариф возможен только для квалифицированных объектов ВИЭ. Казалось бы, процедура не совсем сложная и, достаточно хорошо описана в нормативно-правовой базе, но на практике, к сожалению, это не так. Процесс квалификации зачастую занимает до года. На данный момент у нас, по-моему, три объекта получили свидетельство о том, что они являются квалифицированным объектом возобновляемых источников энергии.
В чем барьер? Региональная энергетическая комиссия не имеет права установить тариф для генерирующего объекта, если нет свидетельства о квалификации. Поэтому данный объект после строительства обязан пройти эту процедуру и только с этим свидетельством прийти в региональную энергетическую комиссию.
Этот механизм может выглядеть следующим образом. Для получения квалификации необходимо пройти несколько этапов. На первом этапе необходимо быть включенным в программу регионального развития электроэнергетики. При этом, к сожалению, отсутствует четко описанный механизм, каким образом объекты должны туда попадать и с какими органами согласовываться. Далее данный объект должен попасть в генеральную схему размещения объектов возобновляемой энергетики, которая утверждается приказом Минэнерго России. К сожалению, приказ по разработке данной схемы не предполагает четкого регламента, каким образом данный объект должен туда попасть и в какие сроки. Далее объект должен выполнить требования совета рынка по квалификации и только после этого подать документ на наблюдательный совет. То есть понятно, что здесь, на наш взгляд и на взгляд экспертного сообщества, несколько усложнена процедура и есть серьезные возможности ее оптимизации. Учитывая то, что этот срок может занимать до года, инвестор имеет серьезный риск упущенной выгоды и затягивания ввода в эксплуатацию своего объекта.
Второе препятствие – это отсутствие методологии по определению данных тарифов. То есть у нас есть постановление о ценообразовании, где идет ссылка о том, что регулирующие органы должны руководствоваться методическими указаниями. Но, к сожалению, методологических указаний, на данный момент нет. Они разрабатываются, наверное, уже около года, может быть, чуть меньше, но, к сожалению, пока даже проекта данной методики мы не видели.
Следующее существенное препятствие для инвестора, в соответствии с которым он не может принимать инвестиционное решение и рассчитывать денежный поток своего проекта на долгосрочный период, – это тот факт, что тарифы, к сожалению, устанавливаются у нас на один год. При этом мы видим в постановлении № 1178 возможность установления данных тарифов на более долгий срок, но только в случае согласования с Федеральной службой по тарифам. То есть здесь явная проблема – это невозможность прогнозирования успеха своего проекта на этапе принятия инвестиционного решения инвестором.
Четвертое препятствие, которое мы видим в данном механизме, – это отсутствие ясно прописанных обязательств по заключению договоров о покупке электроэнергии от объектов возобновляемых источников энергии сетевыми компаниями. То есть существует некая коллизия в законодательстве, где, с одной стороны, сетевые организации вроде бы обязаны в приоритетном порядке покупать электроэнергию от ВИЭ для компенсации потерь, но при этом нет обязательства заключения договора. Казалось бы, любой из нас может задаться вопросом: а для чего это нужно, вроде бы и так понятно, как можно покупать иначе, без договора? Но на практике мы сталкиваемся с проблемой, что сетевые организации не стремятся к заключению таких договоров и пытаются любыми способами компенсировать потери за счет покупки потерь у гарантирующего поставщика. Тем самым данный механизм до сих пор не работает.
И пятое препятствие – это невозможность на данный момент превышать предельные уровни тарифов, которые устанавливает Федеральная сетевая компания. То есть, когда мы общаемся с региональными органами регулирования, с РЭК, с РСТ, практически все в один голос говорят, что, может быть, с удовольствием установили бы соответствующий тариф для какого-либо объекта генерации на ВИЭ, но, мы обязаны функционировать в пределах тех ограничений, которые нам устанавливает Федеральная служба по тарифам. И сетевые компании тем самым не могут рассчитывать на компенсацию тех затрат, которые они понесут в связи с покупкой электроэнергии на компенсацию потерь за счет своего тарифа.
Инвестор, который реально готов инвестировать, который реально приходит на российский рынок с желанием реализовать те или иные проекты, он сталкивается вот с такой кучей кирпичей. Можно ассоциировать с некой стеной, с неким барьером, который он должен по одному разобрать, для того чтобы все-таки пройти к своему проекту. И, несмотря на те инициативы, которые в данный момент осуществляются в рабочих группах и в Минэнерго, и в Совете рынка по оптимизации этих процедур, в любом случае на данный момент эти проблемы объективные.
Поэтому, увидев все эти проблемы, пообщавшись с региональными органами власти, пообщавшись с инвесторами, мы попробовали посмотреть на те механизмы, которые заложены в 261-м законе, который вышел намного раньше на самом деле тех изменений, которые были внесены в прошлом мае. И, к нашем удивлению, мы обнаружили, что механизмы и те препятствия, которые мы определили на этапе анализа, могут быть сняты путем полноценного использования инструментов, заложенных в 261-й закон.
На следующих слайдах я представляю выжимки из 261-го закона и тех подзаконных актов, на которые есть ссылки в данном законе, для того чтобы проанализировать, как эти препятствия мы можем снять и какие механизмы заложены в 261-м законе, и чем могут руководствоваться региональные органы исполнительной власти и регулируемые энергетические компании.
Во-первых, давайте сконцентрируемся на том, что возобновляемые источники энергии в 261-м законе есть. Потому что есть расхожее мнение, что 261-й закон распространяется только на меры по энергоэффективности, и не относится к возобновляемым источникам энергии. Но это не совсем так. Мы видим, что в нескольких статьях закона «Об энергоэффективности» возобновляемые источники энергии упоминаются, как способ реализации мер по повышению энергоэффективности, реализуемых в рамках программ по энергоэффективности, как федеральных, так и региональных. Мы видим, что это отражается и в значениях целевых показателей в области энергосбережения (статья 14), и перечень мероприятий, который также отражен в статье 14, пункты 6, 7, там также перечисляются проекты по возобновляемым источникам энергии. Тем самым мы уже имеем основу использования данных проектов для реализации 261-го закона.
При этом есть значительный плюс. Реализуя закон «Об энергоэффективности», мы имеем возможность привлекать федеральные субсидии, тем самым снижая нагрузку исключительно на региональные бюджеты. Это 746-е постановление «О предоставлении субсидий на реализацию программ по энергосбережению».
Если мы посмотрим на 261-й закон с точки зрения возможности использования меры по компенсации потерь сетевых компаний в качестве меры по энергосбережению, то мы видим, что организации, которые осуществляют регулируемые виды деятельности, должны утверждать и реализовывать программы в области энергосбережения, содержащие мероприятия по энергосбережению. Регулируемые организации – это электросетевые компании и другие компании, которые осуществляют монопольные виды деятельности. В принципе, мы сюда можем точно так же отнести и теплосетевые компании, и теплогенерирующие, на которых также распространяется правило регулирования тарифов. Таким образом, компания, которая регулируется, может в свою программу включать меры по энергоэффективности, закладывать такие меры в свою инвестиционную программу и далее отражать их в тарифе. Также мы видим, что в 261-м законе, в статье 14: перечень мероприятий по энергосбережению должен включать стимулирование организаций, осуществляющих передачу электроэнергетических ресурсов, проводить мероприятия по энергосбережению. То есть, дается четкая установка таким организациям в свои программы по энергосбережению включать такие мероприятия.
Здесь же стоит поговорить о механизме включения в инвестиционную программу, каким образом те затраты, которые мы предполагаем включить в тариф, необходимо представлять в региональную энергетическую комиссию. Мы понимаем, что регулируемые организации регулируются местными РЭК и осуществляют свою деятельность в рамках реалий и целей, которые ставят им региональные органы власти. Поэтому если в рамках региональной программы по энергоэффективности заложены те или иные меры по энергоэффективности, в том числе возобновляемые источники энергии, то регулируемые организации имеют возможность транслировать их в свои инвестиционные программы и далее представлять региональной энергетической комиссии для отражения в тарифе.
Тем самым вот этот механизм обязательности включения мер по энергосбережению через объекты возобновляемых источников энергии в инвестиционные программы регулируемых организаций – мы имеем возможность стимулировать как раз регулируемые организации на заключение долгосрочных договоров с такими объектами. То есть регулируемая организация, включая в свою инвестиционную программу меру по энергоэффективности, которая заключается в покупке электроэнергии на компенсацию потерь от объекта ВИЭ, она тем самым берет на себя это обязательство и заинтересована в заключении долгосрочного договора с каким-либо объектом, для того чтобы те затраты, которые она в этот договор заложит, она имела возможность включать в свою необходимую валовую выручку и транслировать на тариф. То есть, еще один барьер снимается.
Мы попробовали развеять миф, который зачастую обсуждается региональными органами власти, – это невозможность принятия решений на уровне субъектов Федерации. И здесь мы четко понимаем, что для регулируемых организаций меры по энергоэффективности устанавливает региональная энергетическая комиссия. То есть, региональная энергетическая комиссия имеет право согласовать соответствующие мероприятия регулируемой организации по энергосбережению и стимулировать такую организацию по реализации соответствующих проектов через регулирование тарифов. РЭК, устанавливая тарифы на услуги по передаче по территориальным сетевым компаниям, имеет возможность заложить в эти тарифы расходы на мероприятия по внедрению объектов ВИЭ и использованию объектов ВИЭ за счет покупки электроэнергии на компенсацию потерь.
Честно говоря, очень длинная презентация, на самом деле ее, может быть, сложно со слуха воспринимать. Мы уже делали такой пробный прогон с экспертами в здании Международной финансовой корпорации, приглашали туда экспертов отрасли, пробовали в ней более детально разбираться, поэтому, может быть, она не совсем хорошо ложится на слух, когда исключительно я один говорю и нет такой живой дискуссии. Конечно, было бы намного эффективнее, если бы мы могли общаться и слушать ваши мнения относительно того или иного пункта, но я надеюсь, что после моего доклада мы сможем подискутировать и пообсуждать, насколько эти механизмы реальны и как их можно превратить в жизнь.
Мы поговорим как раз о тех проблемах, которые нам несут те предельные значения тарифов, о которых я говорил ранее, когда разбирал первый механизм. В 261-м законе у нас присутствует норма о возможности превышения предельных уровней тарифов в случае, если данное превышение вызвано мерами по энергоэффективности, которые включают ВИЭ. Таким образом, еще один барьер у нас тоже снимается.
На данном слайде мы постарались графически изобразить, каким образом выглядит тот или иной путь. И мы видим, что если мы идем по 35-му закону и постановлению Правительства по розничному рынку электроэнергии, то у нас дорожка выглядит так, как у спортсмена, когда он бежит кросс с препятствиями, и каким образом снимаются барьеры, если мы используем 261-й закон. Безусловно, это некая дискуссионная тема, и можно на самом деле по-разному к ней относиться. Мы вот здесь постарались так структурно отобразить, каким образом данные барьеры снимаются. То есть мы видим, что квалификация объекта не нужна, что методологии ценообразования нам нет необходимости дожидаться, пока ФСТ ее выпустит, и региональная энергетическая комиссия может учитывать и инвестированный капитал, и индексировать необходимую валовую выручку регулируемых организаций для установления тарифов. Мы видим, что у нас опять-таки появляется стимул для заключения договоров у регулируемых организаций с объектами ВИЭ для покупки электроэнергии и компенсации потерь. И срок действия тарифов мы тоже продлеваем на срок реализации того или иного мероприятия.
Я бы здесь остановился и постарался, может быть, как раз обратиться к уважаемым делегатам, участникам сегодняшней дискуссии и, если возможно, послушать обратную связь. То есть мы увидели два механизма, посмотрели на 261-й закон, увидели те возможности, которые уже сейчас есть у региональных органов власти, увидели, что зачастую они, может быть, не всегда оправданно прикрываются теми ограничениями, которые формирует также федеральное законодательство, но в другой сфере. Федеральные законы «Об электроэнергетике» и «Об энергосбережении», нам дают два совершенно разных поля для принятия решений. Поэтому целью сегодняшней дискуссии должно являться обсуждение тех возможностей, готовы ли региональные органы власти использовать их, адекватно оценив специфику своего региона. Как правильно Валентин Ефимович упомянул, необходимо рассматривать детальные проблемы утилизации того или иного отхода. Мы видим много областей, которые сталкиваются с проблемой утилизации отходов животноводства, с проблемой утилизации отходов лесного хозяйства, изолированные зоны, где вообще нет никаких энергоресурсов, кроме возобновляемых, и, к сожалению, до сих пор туда осуществляется северный завоз безумно дорогого топлива, что неэффективно. И, посмотрев на эту проблематику, постараться обсудить с региональными органами власти, насколько они готовы заявлять в своих региональных программах те или иные мероприятия и давать возможность региональным энергетическим комиссиям включать эти мероприятия в тарифы для регулируемых организаций, тем самым стимулируя хотя бы на первом этапе развитие возобновляемых источников энергии в этих регионах.
Но, безусловно, мы здесь не будем забывать о том, что, как Валентин Ефимович упомянул, что существует нормативная база, касающаяся развития возобновляемых источников энергии на оптовом рынке, куда сейчас относятся только три источника – это солнце, ветер и малые ГЭС (до 25 мегаватт)… Мы также ожидаем, что в этом году будут приняты соответствующие постановления. Но, как было правильно отмечено, не стоит рассматривать эти постановления как единое правило для всей территории и возможность реализации таких проектов без принятия обдуманных, взвешенных решений. Вот Игорь Степанович, наверное, может более подробно рассказать, каким образом стоит и включать данные объекты в генеральную схему развития электроэнергетики, и учитывать эти мероприятия в стратегии. Конечно, важно адекватно оценить, какие технологии использовать, как максимально эффективно использовать потенциал возобновляемых источников энергии на территории России, дабы не создать, противоречивую ситуацию, когда на тарифах это будет, отражаться негативным образом, и, в то же время, не работать эффективно.
Наша задача - сделать максимально эффективную систему, которая и решала бы проблему экологии, тем самым снижая объемы выбросов парниковых газов… Это, кстати, касается учета больших ГЭС как возобновляемых источников. К сожалению, по мировой методике большие ГЭС не рассматриваются как возобновляемые именно потому, что они являются также большим источником выброса метана. Они, так или иначе, негативно могут отражаться на экологической ситуации в том или ином регионе – там и затопления, и т. д.
С удовольствием готов ответить на вопросы и услышать ваше мнение, правильно ли мы проанализировали нормативно-правовую базу, может быть, мы допустили какие-то ошибки, не учли в своем анализе какие-то иные подзаконные акты, которые не позволят так легко, как я продемонстрировал вот на этой дорожке, которая без барьеров уже, реализовывать такие проекты. Спасибо.
В.Е. Межевич. Вопросы к Алексею Борисовичу. Булат Искандерович, пожалуйста.
Б.И. Нигматулин. Вопрос такой: а где ответственность за принятие решений? Если будет эффективность. Цена на электроэнергию предельная. Барьеры сломались – цена поднялась еще больше. Где вот эта прописанная ответственность? И второе: если все благоприятно, все хорошо, насколько увеличатся тарифы? К примеру, в Центральном федеральном округе, в Сибири и на Урале.
А.Б. Жихарев. Здесь, наверное, не совсем по адресу вопрос относительно ответственности… Вот я как раз об этом и хотел поговорить. Ответственность, наверное, должна лежать все-таки не на инвесторе, а на тех региональных органах исполнительной власти, которые будут принимать решения по региональной программе по энергоэффективности. Поэтому, приняв то или решение в региональной программе по энергоэффективности, оттранслировав ее на инвестиционную программу регулируемых организаций, исполнительная власть должна контролировать, каким образом данные мероприятия протарифицированы, каким образом учтены затраты на реализацию таких мероприятий. Я с Вами здесь полностью согласен, что нельзя допустить, наверное, хаоса в такой системе и возможность включения любых мероприятий без дополнительного анализа тех размеров инвестиционных затрат, которые закладываются в такие мероприятия.
Относительно роста тарифов. Опять-таки здесь надо смотреть на объем таких мероприятий. Мы понимаем, что если мы говорим о каких-то единичных мероприятиях, как… Например, мы уже все с вами знаем, что Белгородская область, с которой мы в том числе сотрудничаем по программе развития ВИЭ, реализовала два пилотных проекта по утилизации отходов сельского хозяйства. Понятно, что по ним инвестиционные затраты значительно превышают базовый уровень, к которому стоит стремиться в том случае, когда мы эти технологии отработаем. Частично производство оборудования будет локализовано в России, не будет необходимости уплаты дополнительных пошлин и пользоваться услугами инженерных компаний, которые не в России базируются.
Но, если мы посмотрим, насколько увеличится тариф от этих маленьких станций, то пока он минимально отразится на общетерриториальном тарифе. Конечно, если мы с вами будем говорить о том, что уровень возобновляемых источников энергии и возобновляемой энергии будет достигать все большего и большего процента, то рост будет существенный. Но пока мы с вами видим, что, несмотря на то, что у нас в постановлении 1-Р продекларирован целевой показатель 4,5% в объеме производства и потребления, а сейчас уже ходят слухи, что будут снижать до 2,5%. Могу лишь руководствоваться заключением Минэкономразвития, которые посчитали, что за десять лет на уровне тарифов это отразится на 6%. Другого анализа пока нет.
Б.В. Гусев. Добрый день. Гусев Борис Васильевич, заместитель директора Регионального центра энергоэффективности Калужской области. Я хочу обратить ваше внимание, коллеги, что мы не по адресу вопрос задаем. Представитель IFC нам сейчас показал, что до недавнего времени казались непреодолимыми препоны в продвижении возобновляемых источников энергии. Но изучение этого вопроса на примере разработки программы возобновляемых источников энергии по Калужской области, которую ведет IFC, показало возможность работы даже в существующем правовом поле при достаточном, как докладчик сейчас говорил, намерении местных и региональных властей идти по этому пути. Я могу сказать на примере Калужской области, что мы об этих направлениях уже знаем, но мы вместе с IFC этого еще не прошли. Это предстоит нам всем еще только сделать. Но это уже вселяет надежду на то, что мы сможем каким-то образом вписать продукцию, выработанную на источниках, использующих возобновляемые источники энергии, в оборот. Вот и всё. Благодарю Вас.
В.Е. Межевич. Спасибо Вам за выступление. Я просто маленькую ремарку и вопрос. Я в своем вступительном слове, сознательно немножко так утрировал ситуацию. И это, наверное, правильно, для того чтобы дискуссию вызвать. На самом деле действительно мы этим должны заниматься. В презентации вы видели выдержки из 261-го федерального закона. Там недаром стоит очередность. Первое – это вторичный ресурс и/или возобновляемый. Нам не надо перескакивать, мы должны вторичные задействовать, а потом уже и возобновляемые источники.
Я думаю, что яркие примеры действий региональной администрации… Вот уже Белгород прозвучал. Губернатор Савченко еще до выхода 261-го закона, до выхода тех изменений, которые появились в 35-м законе, курс избрал – переработка отходов сельского хозяйства. В первую очередь, сначала развитие этого сельского хозяйства, и сегодня Белгородская губерния является одним из самых крупных производителей мяса и молока. Теперь он взялся за переработку того, что сопровождает это сельское хозяйство, взяв на себя в основном и риски. Потому что повышение стоимости электрической энергии при покупке сетевыми организациями в первую очередь отражается на регионе. Он убедил население региона в том, что, обеспечивая себе чистый воздух, перерабатывая вторичные отходы сельского хозяйства, получая рабочие места, мы вынуждены согласиться на некоторое повышение стоимости передачи электрической энергии.
Почему должна покупаться электрическая энергия сетевой организацией? Потому что это регулируемая организация, туда можно включить эти тарифы. Но, в то же время, есть и такие явления, когда мы строим возобновляемый источник, с согласия губернатора. Карелия – два года назад совет рынка разбирался с вопросом о выходе на оптовый рынок ГЭС, которую там построили за счет частных инвестиций. Стоимость электрической энергии – 8 рублей. Средняя стоимость электроэнергии по региону – 3 рубля. Как это интегрировать туда? И губернатор согласен. Но часть электроэнергии переходит на оптовый рынок. В первую очередь (как вы знаете, совет рынка состоит из нескольких палат) палата потребителей категорически возразила против выхода. Сбытовые организации категорически возражают против выхода, потому что понимают о стоимости электроэнергии на рынке. Генераторы возражают, потому что это их ниша. Вот это все приходится преодолевать.
Процесс непростой, но вопрос, который мы задали строителям этой гидростанции (они дошли до президента, он их поддержал): почему такая высокая стоимость электрической энергии? А какова стоимость денег в этой стоимости электрической энергии? И они ответили: если бы кредиты были хотя бы пятилетними – стоимость электрической энергии была бы 5 рублей, а поскольку они трехлетние, нам нужно перекредитовываться постоянно – вот она и 8.
Поэтому вот мой вопрос… Вы представляете серьезную организацию, которая стимулирует возможности организации длинных кредитных цепочек, для того чтобы стоимость электрической энергии от возобновляемых источников была пониже и этот процесс был не таким болезненным.
А.Б. Жихарев. Валентин Ефимович, спасибо за вопрос. Во-первых, прокомментирую относительно вторичных и/или возобновляемых. К счастью, в 35-м законе у нас четко написано, что к возобновляемым источникам энергии относятся в том числе отходы производства и потребления. То есть мы это сравняли.
В.Е. Межевич. Там еще есть попутный газ нефтяных месторождений, там давно эта поправка появилась.
А.Б. Жихарев. Да. Поэтому, если переходить к стоимости денег, здесь мы сталкиваемся с проблемой. Как мы видим, те проекты, которые сейчас реализовываются, они реализовываются либо за счет каких-то частных инвестиций, либо за счет привлечения средств для кредитования оборотной деятельности крупных предприятий, используя кредиты наших российских банков – это ВЭБ, ВТБ или Сбербанк. К сожалению, привлечение квалифицированного инвестора и иностранного инвестора в данный сектор пока с трудом себе представляю, по одной простой причине – как раз по той, что на этапе принятия инвестиционного решения перед инвестором стоят очень серьезные риски, именно организационные и административные. То есть, принимая решение об осуществлении инвестиций, инвестор не понимает, сколько времени у него займет процедура квалификации, какой у него будет тариф, как быстро он сможет осуществить возврат своих инвестиций и чем ему все это будет гарантироваться.
Мы привыкли руководствоваться теми нормативными документами, которые уже функционируют, которые уже изданы. Мы же продекларировали в законодательстве и в нормативных документах разного уровня о том, что возобновляемая энергетика будет развиваться, что это регулируемый вид деятельности. Сейчас мы начали поднимать вопрос относительно стоимостей, как их ограничить. Так давайте уже тогда признаемся, что мы ее развиваем, и попытаемся как можно более прозрачным сделать сам процесс, чтобы инвестор на этапе принятия инвестиционного решения уже знал, что, если он выполнит те или иные требования, он точно будет квалифицирован, он точно подпишет договор о присоединении к оптовому рынку. Хотя мы считаем, что для розничных генераторов это не должно являться обязательством. Что он точно получит тариф и он будет такого уровня, если он все сделает по той проектной документации, которую он принесет на этапе принятия инвестиционного решения. В таком случае, и иностранные банки, и международные финансовые институты, которые себя расценивают как институты развития будут заинтересованы в таких проектах и будут готовы предоставлять финансовые средства на срок и 10 лет, и более, в случае, если будет понятный срок окупаемости и будет какая-то гарантия. Сейчас мы видим, что таких гарантий нет, и риски настолько высоки, и сами проекты не должным образом структурированы… Такие риски на себя ни одна международная финансовая организация пока что взять, наверное, не может.
В.Е. Межевич. Хорошо. Алексей Борисович, спасибо большое за доклад.
Это был один из основных докладов. У нас пока не все докладчики появились, по крайней мере зарегистрировались, поэтому я буду немножко переставлять. Я хочу предоставить сейчас слово Кожуховскому Игорю Степановичу, генеральному директору Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Это одна из самых основных сегодня структур, кто занимается статистикой, анализом, аналитикой в электроэнергетике в таком общем масштабе.
И.С. Кожуховский. Здравствуйте, уважаемые участники конференции. Тема выступления, которая заявлена – это инструменты государственного регулирования в привлечении инвестиций в энергетику, в региональную энергетику прежде всего. И я сразу скажу о том, что энергетика, электроэнергетика, теплоэнергетика для меня не делятся на два разных сектора, для меня это один объект, который работает на двух рынках – на рынках электроэнергии и тепла. Может быть, сейчас это звучит немножко странно, потому что доля комбинированной выработки не превышает 30%. Но если учесть, что перспектива состоит в том, что в электрической энергии доля комбинированной выработки должна увеличиться с 27% до 43–50%, а в тепле – до 70% с сегодняшних 30%, то перспективный взгляд позволяет говорить о том, что это единый объект, и проектировать правила работы рынков электричества, тепла необходимо настолько тесно, связано, скоординировано, чтобы этот объект был эффективен на этих рынках.
Много или мало государства нужно для того, чтобы инвестиции пошли в энергетику? Мне очень симпатична идея, что государства должно быть по минимуму, так сказать, все должно решаться на уровне рыночных субъектов. И это теоретически правильная конструкция. Но в энергетике, к сожалению, не получается вот так в лоб, прямо. Мы должны пройти через этап строительства государственных инструментов, инструментов государственного управления. Эти инструменты двух видов – это рыночные инструменты и инструменты перспективного развития, перспективного планирования, которые в энергетике существуют вместе. И здесь нет никакого противоречия, поскольку есть рыночная часть энергетической инфраструктуры, есть, естественно-монопольная. Более того, скажу даже то, что рынки в электроэнергетике, и теплоснабжении являются ничем иным как сложным инструментом государственного регулирования.
На этом слайде изображены как раз инструменты государственного регулирования, относящиеся к теме перспективного планирования. Посмотрите, какая довольно сложная и длинная цепочка взаимосвязей идет до конечного результата, до привлечения инвестиций. А это в свою очередь, опять же, не конечный результат. Конечным является польза для потребителя – надежность, тарифы и т. д. И здесь у нас есть линейка прогнозных программных продуктов, которая создана в электроэнергетике. Это генеральная схема на 20 лет развития электроэнергетики. Схема и программа развития ЕЭС России на семь лет. Региональные схемы и программы. Вот эта линейка, она действует в электроэнергетике, вызывает много критики, много необходимо дорабатывать, но, в принципе, это единственный пример вот такого взаимосвязанного цикла разработки, ежегодной и периодической разработки этих документов. Вот эти перспективные документы, под ними идут инвестиционные программы соответствующих компаний, далее долгосрочные тарифы и инвестиции. Без этой всей цепочки инвестиций, к сожалению, не случается или они носят сугубо государственный характер.
Что касается федерального уровня, федеральных документов и объектов, крупных объектов государственных компаний (это прежде всего Федеральная сетевая компания, Росатом), то здесь этот инструмент более-менее работает или эта система документов. Но когда мы переходим к региональной энергетике, здесь начинаются проблемы. Эта система не достроена, функционирует неудовлетворительно, полна противоречий, представлена фрагментарно. На уровне субъектов Федерации схемы и программы, которые разрабатываются уже четвертый год, наверное, половина из них – это профанация. Это дань жанру, они не содержат реальной оптимизации схем электроснабжения, долгосрочных тарифов. Поэтому, инвестиции в региональную энергетическую инфраструктуру буксуют.
Опускаемся на муниципальный уровень - важнейший уровень энергетики. Электроэнергетика на муниципальном уровне вообще не представлена. Просто нет такого жанра. Если почитать все наши документы, это документы о федеральной электроэнергетике.
Теплоснабжение, о нем сегодня говорили подробно в первой части конференции. Схемы теплоснабжения провозглашены, реально их в большинстве городов и населенных пунктов нет. А там, где они появляются, к сожалению, тоже дань жанру, попытка что-то сделать в какой-то срок. Но, к сожалению, схемы фиксируют сложившийся технологический уклад и не позволяют достигнуть реального повышения эффективности. А можно было бы, есть примеры эффективных схем теплоснабжения.
Если говорить о муниципальном уровне, то надо провозглашать тезис о том, что должны появиться схемы и программы оптимизации коммунальной энергетической инфраструктуры, включая теплоснабжение, электроснабжение, газификацию. И только тогда мы добьемся серьезного снижения, сокращения тарифной нагрузки на потребителей. На муниципальном уровне долгосрочных тарифов практически не появилось.
И здесь мне представляется такой идеальной, целевой такая картина. Безусловно, должны появиться вот такого рода государственные документы муниципального уровня, перспективные схемы тепло-, электро- и газоснабжения. Должны появиться инвестиционные программы субъектов энергетики, муниципального уровня. Сегодня говорилось, и я это поддерживаю, на уровне муниципального образования должен появиться один субъект, ответственный за развитие энергетической инфраструктуры. Пусть это будет ЕТО или в принципе какая-то консолидированная энергетическая компания, которая уполномочена за развитие муниципальной инфраструктуры в данном муниципальном образовании. Должен появиться документ государственно-частного партнерства (аренда ли, концессия ли) на 15–20–25 лет. И только под этой конструкцией осмысленно выглядят долгосрочные тарифы. Они долгосрочные только по названию, на самом деле это 3–5 лет, а модернизация энергетической структуры муниципального образования занимает, минимум 15 лет. И только на таком уровне, при таком подходе можно увидеть зримый тарифный эффект, поскольку тариф ассоциируется с муниципальным образованием, я имею в виду тариф на тепло, да и тариф на электричество, несмотря на дифференциацию по группам потребителей.
Что я считаю ключевым здесь в психологическом подходе. Это следующий слайд. Мне кажется, принципиально показать общественности, государственным органам, что схемы модернизации коммунальной местной, региональной инфраструктуры при условии применения современных технологий когенерации, тригенерации в сочетании с возобновляемыми источниками энергии, могут приводить к серьезному долгосрочному сдерживанию роста, стабилизации и даже абсолютному сокращению тарифов на тепло и на электроэнергию. Это не утопия, это то, что можно показать, доказать на примерах.
Принципиальный вопрос – это неготовность населения, властей, общественности терпеть переходный период, период возврата инвестиций. Этот период занимает 5–7–10 лет, может быть. И фокус государственной политики привлечения инвестиций, как мне кажется, должен быть направлен на применение различных инструментов государственной поддержки, преференций, для того чтобы срезать вот этот «тарифный горб» на период возврата инвестиций, предоставить субсидии, субвенции, дешевые деньги государственных институтов развития.
Вот этот ключевой, как мне представляется, момент, относится к очень разным сюжетам. Валентин Ефимович привел сегодня сюжет с малыми ГЭС, он полностью описывается этой картиной. Малые ГЭС после окупаемости инвестиций, конечно же, дадут снижение тарифа на электричество. Но никто не готов терпеть вот этот период.
Поэтому, коллеги, мне кажется, что показывать этот долгосрочный эффект, педалировать на том, что мы его достигаем, – этого не хватает в нашей государственной политике в отношении региональной энергетики. И здесь мы сталкиваемся, конечно, с главным препятствием – это краткосрочность всех наших усилий, всей государственной политики, политики на местном уровне по отношению к энергетике. Все хотят эффекта здесь и сейчас, и поэтому появляются все эти price-cap’ы, телевизионные методы регулирования и т. д. Поэтому долгосрочность подхода – вот принципиальный вопрос, который нужно объяснять. А фокус государственной политики в демпфировании краткосрочных негативных последствий, краткосрочной нагрузки.
Вот, пожалуй, несколько мыслей, которые я хотел высказать в своем выступлении. Спасибо.
В.Е. Межевич. Большое спасибо, Игорь Степанович. Заслуженные аплодисменты. Я хочу сказать, что вот это движение к долгосрочности просматривается везде. Схема водоснабжения и водоотведения – программа развития, схема должна быть долгосрочной. О тепле уже Игорь Степанович сказал.
Электроэнергетические схемы, поверьте мне как бывшему заместителю губернатора немаленькой области. Я думаю, такая картина сохранилась в большинстве областей. В 1997-м году пришел к управлению в области и обнаружил, что в руках областной администрации полной схемы электрических сетей области нет. Есть только название организации, которая по каким-то населенным пунктам осуществляет поставки электрической энергии. Причем энергетическая компания, одна из самых мощных в стране, всю область покрывала. При этом там понятная картинка – сельские сети, различные военные, муниципальные и т. д. Пестрая картина. За три года кое-как собрали эту схему, сейчас ее перевели в цифру. Так хоть понятно стало, что развивать. Осталось с планами собраться.
Я думаю, что сегодня в большинстве наших субъектов Федерации этих схем просто нет. Я уже не говорю о перспективных схемах электроснабжения. Потому что когда мы обсуждали это в электросетевых подразделениях МРСК, конкретно обсуждали вопрос пустых подстанций. По требованию губернатора под какие-то прожекты была построена подстанция – 220 киловольт, низкое напряжение 35, немаленькая подстанция, с достаточно большими капиталовложениями. Включена в тариф. Потребитель заплатил. Теперь, когда эта подстанция работает с 3% нагрузки, трансформатор выдает ли полную, загружен ли он под завязку или 3%, подходит срок – его нужно испытывать. Это затраты. Линия электропередач, подстанцию нужно охранять, потери в сети, хоть они и на холостом ходу, надо оплачивать. Наступает второй период перекрестного субсидирования. Потребитель оплатил один раз, теперь он оплачивает эту холостую подстанцию.
Некоторые сетевые организации, где мудрые руководители работают, они обращаются, говорят: что-то сделайте там на федеральном уровне, чтобы это безумное сетевое строительство остановить. Потому что приходит губернатор и говорит: «Вот территориальная сетевая организация, она регулируется моим РЭК, ее федеральный уровень не видит. На листочке в клеточку принесли мне инвестиционный проект, линию отсюда и до вечера». Будет она нагружена или не будет, хоть и 10 киловольт, но ее нужно строить, потому что губернатор приказал, в тариф включили, РЭК утвердил – строим. «Так если бы, – говорят, – нам предложили схему электроснабжения перспективную хотя бы лет на десять, мы бы что-то подсказали. Сказали бы, что давайте не будем так строить. Мы скоро всю землю застроим этими линиями электропередач! А когда введут налог на землю, на линейные объекты, мы же просто разоримся все хором!» Поэтому мы давайте это хоть как-то оптимизировать будем.
Я обращаю внимание особенно тех региональных представителей, которые здесь сидят: тенденция к долгосрочности во всех федеральных законах заложена. Водоснабжение, газоснабжение, электроснабжение. И лозунг такой: нет в схеме – нет в тарифе. Если будете обращаться за присоединением - постановление уже выходит, закон мы приняли о плате за технологическое присоединение к сетям газоснабжения, оно уже есть. Оно – практически аналог, с электроснабжения списано, там тоже часть затрат несет присоединяемое лицо, физическое или юридическое, а то, что оно не может покрыть, включается в тариф. Вот если в схеме газоснабжения не будет, в тариф включать не будут. Я очень надеюсь, что мы этого добьемся, что это будет повсеместно. Не будет схем – нет в тарифе, нет подключения. Ну хватит нам вхолостую воздух греть и строить что попало неизвестно куда. А какие схемы теплоснабжения создаются – пример одного из сибирских городов, миллионника, я уже приводил.
Еще один документ, который в Государственной Думе рассматривается, он называется «О государственном стратегическом планировании». Это верхний документ, который будет все вот эти, как говорится, долгосрочные программы объединять. Поэтому разрабатывайте, не стойте на месте, старайтесь, их разрабатывать правильно. Тогда у нас появится и долгосрочность, и можно будет говорить о создании компетенций в тех самых муниципальных органах, потому что их там сегодня тоже нет, чтобы можно было правильно регулировать и правильно планировать. Тогда у вас появится возможность привлекать длинные деньги, и тогда мы будем поэтапно осуществлять, я остаюсь приверженцем этой точки зрения: сначала вторичные ресурсы, потом возобновляемые или вторичные и возобновляемые там, где у нас сегодня нет централизованного электроснабжения, и там, где это нужно делать в первую очередь.
Я хочу предоставить слово следующему докладчику, который занимается практической реализацией, внедрением как раз того самого энергоэффективного оборудования и т. д. Слово Антипову Михаилу Александровичу, генеральному директору ООО «Президент-Нева», Энергетического центр».
М.А. Антипов. Добрый день, уважаемые дамы и господа. Та дискуссия, которая сегодня у нас здесь происходит, она чрезвычайно интересна и очень перспективна. Все, без сомнения, сходятся в том, что проекты по возобновляемой энергетике являются интересными и, в среднесрочной перспективе, возможно, станут эффективными с финансовой точки зрения.
Если рассмотреть вопросы, связанные с тем, как эта тема развивается, например, в Европе, то мы понимаем, что в Европе эта тема является дотируемой, и дотация осуществляется для достижения геополитической независимости от нефти и газа из других стран, например, из России. Потому что ветер и солнце есть везде, а вот газ, нефть, они есть в России. И европейские страны платят именно за это – за независимость, и платят очень существенные деньги.
Целый ряд российских ученых высказывают мнение о том, что, возможно, возобновляемая энергетика в России нецелесообразна. Эти мнения заслуживают очень внимательного изучения. Не отторжения, потому что мы занимаемся, мы живем этой темой, а рассуждения, анализа с точки зрения экономической эффективности.
Некоторые сегодняшние выступления, скажем, не имели определенной нити, потому что нет рынка. Вот на сегодняшний день ни у кого нет сомнения в том, что необходимо добывать нефть, газ, алмазы. Почему? Потому что есть рынок потребления, спрос. В России же спроса на возобновляемую энергию нет. За исключением отдельных направлений и отдельных тем. Является ли это основанием для того, чтобы мы не изучали, не рассматривали возобновляемую энергетику как перспективную? Конечно же нет. Этим нужно заниматься, есть потребность в том, чтобы очень интенсивно развивать технологии ВИЭ.
Какие же направления? Мы занимаемся практической реализацией, построением тех объектов, которые на сегодняшний день востребованы не с точки зрения региональной энергетики, а, с точки зрения потребностей различных корпораций – «Газпрома» на Ямале, «Российских железных дорог», которые выделяют инвестиции для того, чтобы эти комбинированные объекты (ветер-солнце-дизель) создавать, например, на Сахалине, в других областях, где инвестиционные затраты на создание централизованной энергетики очень большие.
Все северные регионы – Архангельская губерния, Ямало-Ненецкий, Чукотка, Сахалин, Якутия имеют огромное количество объектов, которые работают на дизельной генерации. И здесь очень важно понимать, что та энергетика, о которой мы говорим, она является дополняющим инструментом, она на сегодняшний день не может быть самостоятельным звеном. Однако же изучение, создание объектов генерации, получение, что очень немаловажно, опыта эксплуатации по этим объектам в наших климатических условиях дают бесценный положительный опыт.
В целом ряде случаев создание этих объектов имеет и экономический смысл. Например, если мы имеем категорированных потребителей в тех или иных случаях, то создание второго фидера для этих потребителей является необходимым условием. И объекты возобновляемой энергетики (например, ветродизель, солнцедизель) являются, по сути, вторым фидером. И вместо того, чтобы прокладывать линию электропередач за многие сотни, а то и тысячи километров, что с экономической точки зрения является неподъемным, создание такого рода объектов непосредственно на месте потребления экономически обосновано. И таких объектов достаточно много. То есть развитие этой темы без применения ресурсов, потребностей корпораций в России на сегодняшний день, думаю, будет необоснованным.
Второе. Энергетика собственных нужд. В дежурных режимах нам нужны источники значительно меньшей мощности для обеспечения энергетики собственных нужд, в этом случае использование мощных дизель-генераторов либо иных генерирующих мощностей является экономически необоснованным. Применение ветрогенерации на сегодняшний день для такого рода решения является очень эффективным. И такой объем потребителей на сегодняшний день насчитывает сотни.
Телекоммуникации. Для объектов 3G, 4G, на удаленных объектах в самых удаленных областях, где нет централизованного электроснабжения есть потребность в такого рода генерации. Мощности небольшие – 5, 10, иногда 15 киловатт, но условия эксплуатации достаточно жесткие. К сожалению, на сегодняшний день те российские наработки, которые могут быть представлены и представлены на рынке, требуют еще апробирования и доведения, исходя из опыта эксплуатации. Мы этим тоже занимаемся, и это очень-очень существенный пласт работы.
Региональная энергетика. То, о чем здесь говорили. В той части, в которой требуется замещение неэффективной дизельной генерации на более экономичную. Как минимум для дежурных режимов.
Таким образом, уже на сегодняшний день возобновляемая энергетика как дополнение к большой генерации находит и в дальнейшем будет находить еще более широкое применение в очень большом круге задач. Немного. Но, тем не менее, это позволяет получить опыт эксплуатации, позволяет наработать технологии, позволяет выстроить алгоритмы управления в рамках функционирования единых систем, как централизованных, так и такого рода дополнительных.
Что дальше? То, о чем сегодня говорили – частно-государственное партнерство. Это путь, по которому, без сомнения, используя корпоративные потребности, финансирование, региональное планирование, мы сможем выйти на создание целых региональных кластеров по целому сегменту территорий, где можно строить такого рода объекты. К сожалению, и это тоже следует признать, целый ряд компаний в Европе, которые занимались в том числе и сетевой возобновляемой энергетикой, они разоряются, они на сегодняшний день не востребованы. Все определяется ценой нефти и ценой газа. Если она очень высока, тогда, естественно, потребность в возобновляемой энергетике существенна. Как только случился кризис – целый ряд вопросов и целый ряд компаний испытывают финансовые затруднения. Я это говорю не понаслышке, целый ряд наших партнеров в Европе на сегодняшний день испытывают огромные проблемы с финансированием, с рынками, с производством. И в этой части мы должны отдавать себе отчет, что государства перестают финансировать в том объеме, в котором это было несколько лет назад, проекты по возобновляемой энергетике. Однако же я думаю, что не надо быть в этой части пессимистами. Во-первых, солнечная энергетика – стоимость производства киловатт-часа за последние 5–7 лет существенно уменьшилась. Называются разные показатели, от 70% до 100%. И это уже на сегодняшний день является существенным аргументом для того, чтобы заниматься этой темой. То же самое касается и возобновляемой ветроэнергетики.
В России на сегодняшний день компаний, которые системно, квалифицированно, качественно производили бы такого рода оборудование, единицы. Более того, очень часто эти компании испытывают свое оборудование на заказчиках, не апробируя, не проводя соответствующих ресурсных, эксплуатационных испытаний. Это является ограничивающим параметром. Однако есть компании, которые профессионально и качественно занимаются этой темой. И думаю, что целый ряд идей, которые сейчас реализуются, например, идея мобильных гибридных установок, не привязанных к территориям, они используются по потребности. Такого рода решения являются чрезвычайно интересными. И некоторые компании у нас в России имеют такого рода технологии.
Есть еще целый ряд практических идей, о которых я сейчас не буду говорить, но которые при необходимости мы можем как-то обсудить в формате какой-то совместной работы, для того чтобы можно было их применять для конкретных проектов.
То, что касается законодательной базы. Безусловно, это отдельная тема. И то, что она на сегодняшний день обсуждается на таком высоком уровне, заслуживает всяческого уважения. И Валентин Ефимович является одним из самых больших сторонников этой работы. Нет сомнений, что эта работа принесет свои положительные результаты. Спасибо.
В.Е. Межевич. Спасибо, Михаил Александрович. Я хочу предоставить слово следующему нашу докладчику по первой части. Это Брижань Виталий Васильевич - министр промышленности и энергетики Краснодарского края.
В.В. Брижань. Спасибо за предоставленное слово. Добрый день, уважаемые коллеги. Я коротко. Доклад был достаточно большой, но, в общем-то, коллеги здесь всё обсудили, я только о проблемах.
Сегодня кубанская энергосистема, в общем-то, на слуху. Все, наверное, слышали, о ее проблемах, во многом они схожие и с нашими соседними регионами, и с регионами России в целом. Но есть и свои особенности. Главная наша особенность в том, что сегодня энергопотребление Краснодарского края растет на 5–7% в год, что выше среднего российского примерно на 3%. Еще одна особенность – это то, что в регионе существуют регионы высоких рисков по приказу Министерства энергетики. Это юго-западный район (Новороссийск) и Сочинский район, в котором энергопотребление за год растет еще больше, оно растет до 10%.
Сегодня энергосистема края столкнулась с проблемой, что зимний максимум у нас уже равен летнему максимуму. Сегодня время проведения ремонтной программы наших энергосетевых компаний сокращается до 2–3 месяцев. То есть межсезонье от перехода и завершения ОЗП к переходу к нашему летнему сезону, в котором бурно потребляют энергию курорты.
Сегодня край самостоятельно вырабатывает примерно 40% потребляемой электроэнергии. Но если говорить о генерации, то здесь еще более-менее, здесь мы увидим инвестиции, но скорее всего инвестиции такие отраслевые, крупных игроков на рынке. Это, прежде всего, - «Газпром», «ЛУКОЙЛ». «Газпром» – Адлерская ТЭС – основной источник генерации сочинской олимпиады. ЛУКОЙЛ – это «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго», Краснодарская ТЭЦ. Мы видим здесь перспективы для дальнейшего развития генерации и обеспечения собственного потребления.
Проблемы, по нашему мнению, - в сетях. Сегодня в них наиболее сложная ситуация. Требуется развитие распределительного комплекса. Какие лекарства от этой болезни? Лекарства одни – это существенные финансовые вливания. Сочинская олимпиада показала нам, что без таких вливаний повысить надежность системы невозможно. Стоимость таких вливаний мы сегодня можем показать на примере Сочи, – порядка 15–20 миллиардов рублей.
С точки зрения инвестиций на сетевом рынке, я скажу свое мнение, сегодня нет инвесторов. Инвестор один – либо государство, либо те сетевые компании, которые сегодня занимаются этим бизнесом. С этой точки зрения у нас большая надежда на создание российских сетей и увеличение потенциала инвестиционных программ наших сетевых компаний.
С точки зрения власти, сегодня у нас разработана программа повышения надежности нашего распределительного комплекса. Мы разработали такую трехлетнюю программу. Порядка 20 миллиардов руб. мы хотим направить на распределительный сетевой комплекс. И, как здесь было сказано, важно, что мы будем направлять через муниципальные образования. Здесь возникает вторая проблема – это отсутствие комплексных программ развития. То есть тех схем энергоснабжения, теплоснабжения, а они связаны очень плотно друг с другом, которые должны быть.
Поднимался вопрос о том, что мы в сети бездумно можем вкладывать миллионы и миллионы рублей. Ну, наверное, такая позиция сохраняется. Но, с другой стороны, сегодня у нас незагруженных подстанций тоже много, и об этом говорилось. И есть предложение, а вернее, есть, наверное, необходимость возврата к старому: плата за мощность. Это проблема большая, нужно менять правила игры по технологическому присоединению. Сегодня потребитель сидит на этой мощности, мы имеем в режимный день загрузку подстанций в Краснодаре, который максимум энергодефицитный район, 20–26%, при этом центр питания закрыт. Он по документам закрыт, и энергосетевая компания говорит мне, как министру: «Я не могу присоединять туда ни инвестора, ни жилье, никакого другого потребителя».
А сегодня и инвестор стал другим, коллеги. Сегодня инвестор хочет получить мощность на границе своей территории. Простой пример — завод «Класс», первая очередь у нас функционирует, и достаточно успешно, ну, наверное, лет 5–7. Сегодня наши немецкие коллеги хотят развивать эту территорию, но говорят: «Ребята, по тем правилам, которые были 5–7 лет назад, мы работать не хотим. Вы дайте нам на границе; дайте энергомощность, дайте газовую мощность, дайте сети водоснабжения и водоотведения. Поэтому громадный потенциал развития энергосистемы —изменение правил игры на рынке технологического присоединения. Да, много есть резервов сетевых компаний: это снижение потерь, это и внутренние резервы, и так далее. Но это, я считаю, оперативно можно сделать.
Второй вопрос: перейду к энергосбережению и энергоэффективности. Важная программа, поддержанная федеральным центром. Сегодня в Краснодарском крае действует программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Она достаточно длинная, мы ее специально такой сделали. Она рассчитана на 2011–20 гг., на перспективу развития.
Что мы сегодня хотим сделать? Мы хотим «набить» ее теми мероприятиями, которые дадут мгновенный эффект. Первое — это разработка вот этих схем теплоснабжения, схем энергоснабжения; у нас они будут называться программы комплексного развития территории. Они стоят денег, за счет программы энергосбережения, я считаю, да, вроде бы разработка бумаги, но бумаги важной, и бумага, которая на самом деле даст потом большой эффект в развитии регионального рынка энергетики.
Сегодня мы установили в прошлом году индивидуальные тепловые пункты. Ну, наверное, больше мероприятие под олимпиаду, мы это делали в Сочи, но на сегодня мы видим, что оно даст снижение по отопительному сезону порядка 35–37% в общем платеже за тепло среди населения. И вот такие мероприятия мы хотим в эту программу по энергоэффективности внедрять и дальше развивать.
Возобновляемые источники энергии. Да, наверное, перспектива, но перспектива не сегодняшнего дня. Сегодня не создают они конкуренции традиционным источникам энергии. Я задавался вопросом, мы проводили достаточно много и рабочих совещаний, и встреч, почему? Вроде бы край настолько в плане возобновляемых источников энергии развит: ветровые нагрузки, вода, солнце; но сегодня эти возобновляемые источники энергии и соответствующие конкретные проекты, наверное, строятся не благодаря, а вопреки. Проблемы сегодня были достаточно подробно исследованы, рассмотрены. Да, нужна поддержка федерального центра. Да, нужны поддержки конкретным инвесторам. Сегодня мнение такое: вот, импортное оборудование; допустим, у нас ветроэнергетика развивается, и достаточно реальные программы по развитию ветроэнергетики до 360 МВт мы в течение пятилетки хотим на территории края посадить в схему энергоснабжения. Завозятся импортные материалы. Ну, а что, сетевые компании в большинстве своем строят из отечественных? Тоже применяются импортные. То есть, дороговизна.
Я тут поддерживаю мнение, что дороговизна не сама по себе, а дороговизна денег, которые привлекаются. Сегодня… конкретный инвестор и конкретный пример: буквально две недели назад они пришли ко мне и попросили подписать с нашей сетевой организацией «Кубаньэнерго» соответственно соглашение долгосрочное на 10 лет. Спрашиваю, зачем — для получения кредита в одном из западных банков. На это же совещание приходит сетевая компания и говорит: «Да не можем мы на 10 лет, не регулируются у нас тарифы на 10 лет, не могу ему ничего пообещать и взять на себя соответствующие обязательства». Поэтому проблем много в развитии возобновляемых источников энергии, но я думаю, совместно с нашими коллегами, совместно с федеральной властью, исполнительной субъектов федерации, все-таки этот сегмент рынка энергетики должен развиваться. Не так быстро; по моему мнению, что перспективы планирования там должны быть 5–10 лет. Спасибо.
В.Е. Межевич. Спасибо, Виталий Васильевич, за доклад. Вы обратили внимание на очень такой непростой вопрос, который сегодня обсуждается на уровне федеральном, в Совете рынка, в энергетическом сообществе — это вторичный рынок мощности, назовем его так. Потому что те предприятия, которые получили эту мощность по наследству, подключены к сетям, объемы свои сбросили, что делать с мощностью? И никому не отдают, потому что надеются, что когда-то они смогут ее реализовать; либо продать не могут, потому что правил нет.
Второй процесс, который запущен законом об энергоэффективности — там тоже будет высвобождаться мощность. Что с ней делать? И вопрос вторичного рынка мощности — пока еще лекарства нет, пока еще правил нет, но мы об этом думаем. Я думаю, что в конце концов он когда-то реализуется. Вот спасибо, что этот вопрос поднимаете.
У нас в первой части последний доклад. Селютин Дмитрий Эдуардович, первый заместитель генерального директора акционерного общества «ДВЭУК». Прошу.
Д.Э. Селютин. Спасибо, Валентин Ефимович, я буду краток. Я не первый год выступаю на этом форуме, рад видеть знакомые лица. Но слушая сегодняшнюю дискуссию (и в первой ее части, и во второй), я убеждаюсь в одном, что со временем не меняются наши принципы, а меняются наши заблуждения. Это точно. Мне симпатична мысль, с которой начал сегодняшнюю дискуссию Валентин Ефимович о том, что через создание мощной управляющей компании мы создаем ту систему управления энергосетевым комплексом, которая существовала, но, к сожалению, мы вынуждены констатировать, что в этой системе нет одного ключевого элемента, о котором Валентин Ефимович тоже сказал: это министерство энергетики СССР. Нет ни СССР, ни министерства энергетики. Есть некое министерство энергетики, которое, вероятно, выполняет некие функции, которые, впрочем, со временем я вижу все меньше и меньше. И вот та проблема, которая обсуждается сегодня, проблема привлечения инвестиций в региональную энергетику, для России имеет совершенно особое звучание.
Я не открою большого секрета о том, что единой национальной электрической сети, единой энергосистемы в Российской Федерации не существует. Она заканчивается в Забайкальском крае, там, где дальше начинается Объединенная энергосистема Востока, вторая неценовая зона. И колоссальная территория Российской Федерации, которая работает в изолированных, автономных режимах: это Якутия, это Магадан, это Сахалин, Камчатка, еще несколько субъектов Российской Федерации. Ответ на вопрос, каково соотношение парадигмы развития электросетевого комплекса и распределенной энергетики, мы ищем в течение последних 10 лет. Мне кажется, что сейчас нащупано разумное сочетание решения проблем энергодефицитных районов путем сетевого строительства и путем создания обособленных источников генерации. Я приведу просто несколько примеров, которые нам удалось реализовать в последнее время.
Республика Саха-Якутия. Превратить республику в так называемую медную доску, затратив колоссальные средства на создание сетей, конечно, невозможно. Но в Якутии, благодаря усилиям и регионального правительства, и благодаря энергетическому сообществу стала активно развиваться распределенная энергетика. Но тут два типа развития. В принципе, то, что начала «Алроса» (от большой нужды, между прочим, от огромного объема перекрестного субсидирования, которое существует в республике Саха-Якутия): создана собственная генерация. Это один тип создания распределенной энергетики. Сейчас близки к таким решениям «Газпром», и близки к таким решениям «Сургутнефтегаз». Но когда мы предложили этим недропользователям, которые стали осваивать объекты газоконденсатных месторождений на западе Якутии, интегрироваться в единую национальную электрическую сеть, эти недропользователи согласились.
Мы, реализуя большой проект внешнего энергоснабжения ВСТО и проходя рядышком с теми месторождениями, о которых я говорил, увидели возможность интеграции тех мощностей (которые создаются, кстати, на попутном газе) в единую энергосистему. И одновременно (пожалуй, единственный пример на Дальнем Востоке индивидуально-частного партнерства в сетевом строительстве) это строительство линии Пеледуй–Мамакан–Кропоткин. Это проект, который мы начали сейчас реализовать совместно с «Полюс-Золото» для того, чтобы обеспечить электроэнергией те месторождения, которые «Полюс-Золото» осваивает в Бодайбинском районе, и, решая проблему региона высокого риска, к которым, наверное, Валентин Ефимович, Бодайбинский район относится уже последние лет 15, как только приказы Минэнерго по РВР стали выходить.
На две трети этот проект реализуется, финансируется государством, на треть это частные инвестиции. И мы нашли способы возврата этих инвестиций частному инвестору. Поэтому я убежден в том, что для создания энергетического каркаса Дальнего Востока, для создания крупной энергетической структуры, скелета Дальнего Востока мы в течение ближайших 10–15 лет будем говорить о привлечении государственных инвестиций как раз через те инструменты, о которых говорил Игорь Степанович: через создание программ государственного развития, через программы развития электроэнергетики. И, конечно, все это должно опираться на программы развития электроэнергетики субъектов федерации.
Я хочу поблагодарить всех участников за очень интересные доклады. Валентин Ефимович, спасибо!
В.Е. Межевич. Спасибо большое. Уважаемые коллеги! Мы первую часть нашей дискуссии завершаем. У нас остался примерно час работы еще. Я сейчас передам слово Демкову Владимиру Ивановичу, генеральному директору компании «Столица», он поведет, я в конце присоединюсь для того, чтобы мы вместе с вами, скажем так, сгенерировали те тезисы, которые пойдут в итоговую декларацию форума. Спасибо за внимание! Владимир, прошу.
Вторая сессия:
«Стратегические аспекты развития электроэнергетики: оптимизация модели рынка электроэнергии и мощности, механизмы финансирования инвестиционных проектов»
В.И. Демков. Добрый день, уважаемые коллеги. Просьба приготовиться докладчикам Григорьеву Александру Владимировичу, руководителю департамента исследований топливно-энергетического комплекса Института проблем безопасности естественных монополий. В зале? Пока докладчик идет, Головщиков Владимир Олегович, если в зале, то просьба подготовиться, следующий доклад. Спасибо!
А.В. Григорьев. Установочное название доклада «Проблемы и перспективы». В принципе, электропотребление в стране растет, растет запланированными темпами, в соответствии с тем, как растет ВВП. Мы вышли в 2012 году на новую цифру: свыше триллиона, триллион 38 миллиардов кВт/ч было выработано, потреблено. При этом, несмотря на то, что у нас были опасения в начале реформы, что не будут построены запланированные электростанции, нет, тем не менее, все строится. И даже если мы уберем гигаватт атомных мощностей из прошлого года, все равно цифры идут рекордные; скоро просто советскими темпами будем вводить, я чувствую, новые мощности. Это только новые мощности; модернизация, конечно, существенно меньше.
Раз мы советским темпом движемся, наверное, нам надо Америку догонять. И мы Америку догнали в прошлом году тоже, догнали по ценам на электроэнергию для промышленных потребителей и перегнали. Это произошло в ноябре уже соответственно 2012 года. Наверное да, не самый повод для гордости, но что случилось, то случилось. Много причин; говорили о том, что сети, сетевой комплекс — растут тарифы. Это, действительно так, но не только это влияет на то, что мы догоняем Америку и перегоняем. Это, конечно, сланцевая революция, которая все активнее и активнее влияет на внутренний рынок газа в США. И мы видим, что в 2012 году были самые низкие за период с 2000-х годов цены достигнуты на «Генри Хабе»; конечно же, это сказалось и на ценах на электроэнергию. То есть американской промышленности в этом плане повезло. И поэтому, когда сейчас говорят о том, что Америка будет еще экспортером газа, конечно, американская промышленность этому сильно сопротивляется, потому что всем хочется низких цен, всем хочется быть конкурентоспособными.
На фоне того, что в Соединенных Штатах, мы видим, падает и падает все стоимость газа, мы видим, у нас, конечно, не самые в этом плане хорошие новости: это расчетная себестоимость добычи газа Газпромом. И мы видим, что там как раз наоборот идет рост, и причем совершенно какими-то колоссальными темпами, с моей точки зрения. И, конечно, с этим что-то нужно делать, потому что мы так просто такими темпами догоним по себестоимости добычи природного газа американцев. Потому что это действительно такой, как говорят, спекулятивный вопрос, сколько же на самом деле стоит себестоимость сланцевого газа. Но технологии развиваются, и поэтому стоит, наверное, ожидать, что, по крайней мере, она не будет сильно расти, а, возможно, и будет снижаться.
Соответственно мы в результате получаем ситуацию, при которой, с одной стороны, нас подпирает топливо, с другой стороны, необходимо реализовывать инвестиционные программы. Последний бастион по ценам, — это цены на электроэнергию для бытовых потребителей. Очень часто приходится слышать, что у нас очень низкие цены остались на электроэнергию для бытовых потребителей. На мой взгляд, это уже тоже не так. Потому что если мы сравним с теми же самыми Соединенными Штатами, то мы увидим, что, в принципе, не настолько уж и ниже. И если мы будем сравнивать с теми же самыми развитыми странами, то, наверное, правильно сравнивать и по душевому потреблению, которое у нас, допустим, от соседей в Финляндии отличается в 4 раза по электроэнергии; от США примерно так же отличается; а от Норвегии мы отличаемся в 7–8 раз. Поэтому пытаться скомпенсировать что-либо за счет бытовых потребителей, на мой взгляд, не очень корректно. Это подтверждение тому, что я говорил по поводу душевого потребления электроэнергии. По поводу проблемы перекрестного субсидирования, называются разные цифры — и 200, и 320, кто-то говорит о 600 млрд. рублей в год цена вопроса. Конечно, не только население сидит в этих цифрах; там и те, кто приравнен к нему, и, может быть, их не так жалко. Но тем не менее, эта проблема наиболее актуальна, на мой взгляд. Когда говорят, что ее можно решить за год — за год ее решить нельзя, я более склонен доверять оценкам, сделанным Минэкономразвития, которые утверждают, что за период до 2020–2022 года мы от этого механизма не уйдем.
В заключение просто пара таких тезисов. Понимаете, принято обычно обвинять правительство в том, что оно неэффективно, то, что государство не может наладить эффективную работу отрасли, допустим, сетевого комплекса. А бизнес эффективен? Этой осенью я был на форуме энерготрейдеров. Там была презентация сделана. Мне больше всего один слайд очень запомнился именно по текущей рентабельности для различных генерирующих компаний. И там были «Е.он», «Фортум», «Энел», и были наши, отечественные компании. Рентабельность отличается в несколько раз. Собственно говоря, может быть, собственно, и стоит поговорить о том, что есть какие-то и внутренние резервы; они есть как в сетевом комплексе, так и в генерации.
Год назад я приводил в пример британскую реформу, - вот, посмотрите, как англичане открыто обсуждают проводимую реформу, какие проблемы будут с экспертными кругами, с самыми широкими. Ради Бога, на сайте был опубликован e-mail, по которому заинтересованные стороны могли присылать какие-то свои предложения.
Вы знаете, за этот год очень многое у нас поменялось, и вот сейчас идет общественное обсуждение схемы развития сетей до 2013–2019 годов, которое закончится 15 апреля. Конечно, определенные позитивные подвижки в этом плане наблюдаются, и это отрадно. Потому что действительно существует такой запрос, с одной стороны, на открытость, с другой стороны, на повышение качества регулирования. И мы очень надеемся, что, собственно говоря, наверное, 2013 год и какая там часть 2014-го до следующего форума «ТЭК в XXI веке», будет потрачена на то, чтобы повышать открытость как самих сетевых компаний, так и регулирующих органов, и, конечно же, на повышение качества самого регулирования. Спасибо большое! (Аплодисменты.)
В.И. Демков. Спасибо за доклад, за оптимистичные прогнозы. Спасибо большое.
Вопрос. Можно к докладчику хотя бы один вопрос?
В.И. Демков. Да, пожалуйста.
Вопрос. Для кого исследования проводили, ваша ориентировка, пускай не средняя норма, социальная? Примерно: социальная норма, естественно, должна быть дифференцированная по районам, это ясно. Только что приехал с Красноярска, с совещания со «Шнайдер Электрик»: у них 72 кВт-час в месяц на человека. Вот какие ориентировочно ваши цифры в исследованиях? Вот тут был вопрос: какая социальная норма нужна. Разумеется, она не должна быть единой. Была глупость в Госдуме один раз, два года хотели сделать 100 кВт/ч единую норму по стране. Более дурного решения не придумаешь.
А.В. Григорьев. Вы знаете, я, на самом деле, не сторонник социальной нормы, потому что просто цены и тарифы для населения должны быть соответствующими, чтобы не было этой проблемы просто в принципе. Потому что во всем мире, насколько я понимаю, за исключением пары ситуаций во время кризиса, никаких социальных норм, в принципе, не вводится. Если мы смотрим, что было в Великобритании, Германии, - сами компании малоимущим что-то пытались компенсировать именно в самый разгар кризиса. Но это экстренная мера. А мы хотим эту экстренную меру каким-то образом распространить на всех. Может быть, просто стоит каким-то образом, действительно, ограничивать сверхпотребление, но говорить о том, что мы вот давайте сделаем социальную норму какую-то минимальную, 50 киловатт-час — это неправильно, потому что уровень развития экономики, уровень развития общества характеризуется уровнем электропотребления: нужно больше потреблять электроэнергии. Не разбазаривать, а имеется в виду то, что будет больше приборов различных, соответственно, улучшения какие-то бытовые, и так далее. То есть если мы будем потреблять больше, но энергоэффективно, это хорошо.
В.И. Демков. Спасибо за интересный ответ. Пожалуйста, докладчик Головщиков Владимир Олегович, генеральный директор Восточносибирского объединения аудиторов.
В.О. Головщиков. Я, когда сюда ехал, доклад, вез, он должен быть большой. Но решил просто сделать небольшое сообщение. Наверное, к своему ужасу, думал: опять будем рассуждать про энергомосты между Сахалином и Японией, Восток-Запад, и прочее. Давно ли кто-нибудь из вас бывал на селе, в сетях 35 кВ и ниже? Вот у нас энергетический гигант, где Валентин Ефимович был заместителем губернатора долго? У нас проблема не в дефиците энергии, а в распределительном сетевом комплексе. Вот где все зарыто. Человеку не докажешь в селе, что ему нужно объединять энергосистемы юга Якутии с энергосистемой Иркутской области, чтобы войти в ЕЭС. Он этого в принципе не понимает. Для него слова Чертово Корыто, Пеледуй, освоение золотых месторождений — это перспектива будущего; ему сейчас нужно, чтобы не 150 вольт было, а 220, и каждый день. У нас правый берег по Братскому водохранилищу практически все на дизелях стоят, и на севере Иркутской области. Огромные затраты солярки, расхлестанные дизели, и прочее. А рядом идут магистральные линии 500 кВ.
Мы в прошлом году, занимались корректировкой схемы (я член этой группы рабочей по разработке этой схемы и программы развития; она у нас, действительно, качественная в Иркутской области, может быть, в отличие от многих других регионов) на 2013–2017 год. Там был большой раздел «Распределительные сети 35 кВ и ниже». В этот год, поскольку законодательство требует корректировку 2014–2018 и дальше, по настоянию диспетчерского управления, в том числе, ИРДУ (оно теперь вышло из структуры «Иркутскэнерго») проблему распределительных сетей 35 кВ и ниже выбросили; 110 и больше. На совещание по рассмотрению схемы приходит представитель ОАО «РЖД» (это Восточная Сибирь, охватывает Бурятию от Красноярского края): «Давайте быстрее строить 500 кВ вдоль БАМа». Задаю вопрос: «Зачем?» — «А вот, мы планируем увеличить перевозки по БАМу (дата не называется) до 2,5 млн. тонн грузооборота в год». Самолично в этот год был на БАМе и засек: 4 пары грузовых поездов прошли за сутки. Я говорю: «Что вы будете возить?» — молчок; но линию давайте строить за государственные деньги.
Вопрос следующий: пускай 2,5 млн. грузооборот, вдруг что-то будут возить, с Удоканского месторождения медь, и так далее. Там ведь, многие не знают, до сих пор однопутная линия с разъездами; этот оборот в принципе нельзя пропустить. Помалкивают. Но в целевую программу это вошло. Я еще понимаю: синхронизировать по Читинской области Иркутскую область, потому что 220 кВ, если я говорю понятными терминами, линии не синхронизируются; это еще туда-сюда. А строить энергетический мост за колоссальные деньги… Вот тут предыдущий оратор говорил: это действительно успех, что мы будем объединять юг Якутии, выйдем на освоение золоторудных месторождений в соотношении 80 на 20: 20 за счет частных инвестиций, 80 за государство. А «Полюс-Золото» и прочие золоторудные компании — это государственные или частные? Почему не наоборот поставить вопросы? Вам нужна энергия для освоения золота, так 80% ваши, а 20% пускай государственных, бросим их на распределение сети 110 и ниже? Этот вопрос молчаливо обходится.
Вот смотрите, в районе Иркутска 3 крупных станции, только в районе Иркутска: Иркутская ГЭС, Новоиркутская ТЭЦ, ТЭЦ-10 стоит; суммарная мощность колоссальная. Мне сейчас как представителю сетевой компании, а не как представителю саморегулируемой организации уже сейчас нужно 60 МВт удовлетворить, а по постановлениям, которые вот-вот выйдут по указанию высшего руководства страны, мы должны присоединять потребителей уже не через 2 года, а через полтора месяца. Эту проблему невозможно решить. Вот жаль, что нет Голомолзина Анатолия Николаевича, я его хорошо знаю, он раньше у нас в Академии наук работал: как собирается ФАС из этой ситуации выкручиваться? Вот эти разборки, что потребителей не присоединяем, 21 век, и так далее, непонятные. Вот только что предыдущий оратор говорил: не нужно сокращать потребление. Я тоже за, но сетевые ограничения распределительного комплекса не дают этой возможности сейчас реализовать. Деньги в инвестиции через НВВ - необходимую валовую выручку, поставить невозможно: тариф конечный возрастет. Когда говорят о социально значимых объектах «давайте через бюджет», но сегодня у нас в первой части тоже критиковали, когда было голосование, что через бюджет все хотят получить какие-то другие деньги, а где механизм? Поэтому я и говорил про социальную норму. При существующем уровне сетей это не то что ограничит людей по включению тефалей, микроволновок и все прочее; это сетевые, прежде всего, ограничения — сетевые, которые вы должны сами представлять, если здесь есть реальные электроэнергетики.
Теперь по поводу последней фразы, а потом еще закончу, кое-что хотел вам интересное рассказать. По поводу энергомостов: я эту песню слышу уже с 70-х годов. Я 22 года работал в академическом институте. Была проблема перекидывания двух объемов энергии: на постоянном токе в Китай на уровне 600 кВ, по цене не сошлись: из Иркутской области китайцы захотели иметь цену Иркутской области. Просто для информации: вы, наверное, знаете, а, может, и не знаете — у нас 72 копейки кВт/ч стоит; то есть, ничего подобного в стране нету. Им захотелось примерно тот же уровень, но это тогда было еще меньше.
Но был интересный момент: рассматривали энергомост через Берингов пролив на Аляску. Просто смех и грех: были соответствующие комиссии и поехали; нет, взять глобус, измеритель из школьной готовальни и измерить: 90 км — была создана академическая комиссия, через Гуам летели, через США на ту сторону Аляски, чтобы посмотреть на наш берег и сказать: «Да, наверное, энергомост может работать». И опять мы поднимаем вопрос на уровне правительства: объединение Запада, Востока, энергомосты. Наверняка завтра и послезавтра доклады будут примерно того же типа. Мне все время хочется отправить эту публику в село, когда туда приходишь от уровня областной администрации (я вхожу в экспертный совет по энергоэффективности и в конкурсный по дележу денег на программы), этим людям мне нечего объяснить. Народ уже отвыкает даже в Сибири топить печки. Вот трасса от Иркутска до Усть-Илима, почти 1000 км, федеральная; сколько раз я по ней проезжал — в самый лютый мороз, пускай 40 градусов, из редкого дома идет дымок. Проще наброс: цена маленькая, даже если попадешься, использовать электроэнергию. Поэтому и ценовые вещи, и сетевые ограничения очень актуальны; вот если мы из этого не выберемся — грош цена. Да, действительно, 21 век, и надо выходить из этой ситуации. Это по сетевой части.
Вторая часть: у меня тоже есть доклад. Вот здесь нам показывали всевозможные юридические нюансы правового поля, в котором работает энергосбережение. Я сам возглавляю СРО энергоаудиторов в Восточной Сибири; у меня более 60 организаций. Мне самому уже надоела говорильня по 261-му закону. То, что устроили профанацию с энергопаспортами и с энергообследованиями, это уже и доказывать не надо. Если посмотреть, что творилось, по крайней мере, в нашем регионе в конце 2012 года, потому что даты не были изменены, а энергопаспорт нужен был многим организациям, и чтобы не потерять деньги, приходилось совершенно простецкие вещи утверждать и рассматривать.
И мы решили кроме этого заниматься и практическими вещами. Что было сделано? Вы знаете, что зона Байкала попадает под наследие… на контроле в ООН, там ничего такого строить нельзя. До сих пор БЦБК не могут закрыть, но вот вроде приняли решение окончательное на уровне правительства, что котельную надо закрывать. И на побережье западном Байкала, если смотреть на карту, вот остров Ольхон есть, и на этой стороне есть такой поселок Онгурен; эти жители года 3 назад написали письмо Путину (тогда еще был премьер-министр он) о том, что мы живем в 21 веке (теперь у нас народ грамотный, козыряют этой фразой), а у нас электричество бывает не каждый день, и то два часа. А у них там расхлестанный дизель 100-киловаттный. Решили закрыть эту проблему с трех точек зрения. Первое: удовлетворить каким-то образом просьбу жителей. Второе: перейти от говорильни к альтернативным возобновляемым источникам энергии, посмотреть, что сделать. Третье: найти территорию (а она оказалась там лучше всего, с постоянными ветровыми и солнечными нагрузками, лучшая по Иркутской области: средний ветер 6 м/с, порывы и до 30 достигают) и посмотреть, сколько мы можем сэкономить на этой солярке дорогущей.
Естественно, поскольку программы и деньги областные, государственные (я скрывать не буду, уже сейчас стоимость реализованного проекта, более 30 миллионов руб.), мы должны были пройти процедуру 94-го ФЗ. Объявлен был конкурс. Выиграла организация, по-моему, из структуры «Нитола». Боюсь ошибиться, потому что в конкурсе по проектированию я не отслеживал ситуацию, мы просто проголосовали, что нужно идти в реальную энергетику с возобновляемыми источниками и посмотреть, с чем это едят, и руку набивать, потому что, действительно, как было сказано у предыдущего оратора, наши производители на нас тестируют свое необкатанное оборудование.
Итак, конкурс выиграла одна организация. Стал узнавать — в жизни ничего подобного они не проектировали. Пришел проект. Поскольку там сейсмика, климатические условия — все было разобрано; меня как электроэнергетика интересовал один вопрос: электрическая часть; даже не электроника, электрическая часть. И, представляете: волосы дыбом, седые стали, написано — для резервирования ветро-солнечной энергии (если не хватает ветра, затуманено) будет включаться дизель. Я говорю: «Каким образом будете включать дизель?» — «А как? Очень просто»; и в схеме стоит рубильник. Люди даже не представляют вопрос о синхронизации генератора переменного тока на сеть, просто рубильник в схеме нарисован. Я сказал: «А как вы тут синхронизируете?» — они этого термина не слышали; а за проектирование получили приличные областные деньги, по конкурсу выиграли.
Хорошо, с проектом как-то сделали, это осталось под вопросом, что будем делать. Данных по оборудованию особенно не было; практически все иностранное, кроме ветряков. Смотрите, какие были, в особенности ветряки… это вы можете сами посмотреть, я потом скажу еще кое-что. Надо было все-таки мне поставить презентацию, это красиво и интересно. Я считаю, что это лучшая вещь, которую реализовали за Уралом. Есть в Якутии большие панели, в Красноярском крае, кое-что в Алтае. А комбинированной вот такой установки автоматической в очень отдаленном районе, я считаю, что нет.
Ветряки роторного типа, вертикальные, чтобы не надо было пропеллером с поворотом, как вот показывают в Дании и в Германии, ловить ветер. Как колонны стоят. Вы поняли, да? То есть, они вертикально стоят, и это крутится. Нам сказали: у вас будет супер-решение. Сам генератор, который вырабатывает электрическую энергию от ветра, стоит в центре; сверху ротор, снизу статор, их взаимное кручение, как бы получается условное удвоение скорости. Хорошее решение. Но оказалось, они его просто сляпали: когда стали монтировать эти три установки (они высотой по 7,5 метров плюс основание), там по фланцам даже не подходили не то, что на миллиметры — на сантиметры; то есть, свалили, и все. Пришлось перетачивать, и так далее.
Это в будущее. Я еще маленько скажу, потому что это практическая энергетика, просто интересно. Теперь начались условия поставки после проектирования. Опять конкурс. За него билось три компании, опять выиграли совсем другие, поставили. К проекту, оказалось, подходили так: 200-киловатт на этот поселок нагрузки надо, давайте посмотрим: 100 КВт будет дизель работать, наверное, где-то киловатт 80 — солнечные панели и 20 ветряки; в сумме 200 покроем. Вот такой был подход; не из-за электрической части, а именно суммарная по балансу, причем примитивному.
Хорошо, и это сделано. Началась поставка оборудования. Мы узнали, что нам ветряки поставили совершенно корявые. Но и этого тоже мало. Начался процесс реализации (а он уже затянулся: в мае прошлого года надо было реализовать деньги). Опять был объявлен конкурс на реализацию; выиграло его Иркутское представительство «Энерпром Электронис» (это московская фирма). Ребята откровенно сказали: «Мы этого никогда не делали, но раз есть проект, огромная куча документации — у нас голова на плечах, мы попробуем сделать». Я до сих пор поражаюсь, что они довели это до законченного. Я самолично курирую проект со стороны областной организации (не только я один, потому что пришлось и поселковые сети менять, и все прочее); они довели его до конца, но была масса проблем.
Оказалось, в проекте шесть лишних панелей 3х2 солнечных. Казалось бы, чем больше, тем лучше, но электронное оборудование «Данфосс», швейцарское не приспособлено для этого, и шесть панелей летом не используем. С ветряками тоже оказалось, что характеристик нагрузочных по ветру не поставили, неизвестно, какие величины от напора ветра выдает ветряк. Один вообще не работает, два от переменной. Причем проект был выбран как? — не знаю, кто это составлял — ветер используется только для зарядки 48 гигантских аккумуляторов; на сеть он не работает. На сеть работает дизель и солнечные батареи. Дизель, который стоял в селе, невозможно использовать в этой установке, и нам пришлось, опять за областные деньги, приобрести автоматически запускаемый дизель по погодным условиям, по уровню освещенности и по ветру, полярного исполнения, и все прочее. То есть, персонал не вмешивается в параллельный запуск дизеля.
Но и этого мало: областной администрации захотелось следующее. Поскольку дорога туда практически отсутствует (по воде еще можно добираться, в летний период тоже хоть на танке езжай; сейчас еще по льду прорываются, это от истока Ангары почти еще 300 км на север Байкала), провезли это оборудование, поставили. Так вот, чтобы знать, как оно работает, мы закупили опять-таки импортную цифровую метеостанцию, которая нам сегодня показывает следующее по спутниковому каналу: все метеоусловия, ветер, освещенность, температуру, влажность; сколько вырабатывает дизель, сколько вырабатывают солнечные батареи и сколько вырабатывают ветряки. Это есть на закрытом сайте; замгубернатора Иркутской области это у себя видит, я у себя вижу в кабинете тоже; ну, еще кто имеет доступ. У меня, естественно, были цветные фотографии для презентации, наверное, надо было показать. Это выглядит неплохо.
Теперь возник вопрос: суммарная мощность всего 100 кВт. Народ почувствовал вкус к электрической энергии: то у них было не каждый день — не каждый день — и по два часа. Теперь дизель работает с утра до вечера в параллели с солнечными, то есть, экономии солярки никакой не получилось. Электрическая энергия теперь круглосуточно. Добились первого, что получили энергоснабжение, снижения потребления солярки не получили. Но и это тоже замечательно. Народу уже не объяснишь. Говоришь: вы ограничьте, мы уже больше не можем. Начали нам предлагать: расширьте проект, так оказалась еще одна закавыка: вот это иностранное оборудование, которое там сформировано, не позволяет наращивать сеть путем параллельного умощнения оборудования. Либо делать вторую автономную сеть в поселке и их стыковать через ставку постоянного тока, либо совершенно изолированно. Вот в данный момент (вот я сюда зря приехал) у нас идет обсуждение второй очереди 200 КВт, как выкрутиться из этого? Опять нужны деньги. Место есть, эти солнечные панели, их 36 штук, 2х3, там большущие поля — замечательно. Поэтому если кому-то нужны какие-то вещи, чтобы практически узнать, я отдам свои визитки, и можете выходить на меня, я подробную информацию могу вам с Иркутска сбросить. (Аплодисменты.)
В.И. Демков. Спасибо огромное за такой интересный доклад, давно не было таких действительно хороших докладов. Действительно, распредсеть у нас испытывает большие проблемы не только в Иркутской области; к сожалению, в Московской области сидят поселки на третьей категории, которые выключают эпизодически; 180 напряжение вместо 220. Поэтому знакома эта проблема, буквально в 50 километрах от Москвы, в 20. К сожалению, нужно эту проблему решать, и решать ее кардинально. Таким способами, как вы рассказали, лучше и не начинать такие решения, чтобы и дизель работал, и ветряк крутился, и метеостанция была цифровая, подавала через ГЛОНАСС сигналы.
В.О. Головщиков. Нет-нет, это для изолированного района, только для изолированного района, что вы.
В.И. Демков. Спасибо, спасибо огромное. Гуреев Виктор Михайлович, как я уже объявил, проректор по научной работе, Казанского государственного энергетического университета, профессор. Тема доклада: «Малые энергетические установки — опыт внедрения в регионах». Интересно послушать, как в Казани они работают.
В.М. Гуреев. Во время… многие мысли, которые я хотел сказать, уже высказали мои коллеги, то, что касается распределенной генерации. И две мысли не вызывают, по-моему, ни у кого сейчас на данный момент возражений. Первая мысль: что распределенная генерация 100 процентов нужна там, где нет централизованного электроснабжения и теплоснабжения, однозначно. И вторая мысль: то, что у нас практически нет собственного оборудования для реализации распределенной генерации на территории Российской Федерации.
Хотелось бы взгляд со стороны Республики Татарстан на эту проблему, потому что у нас она стоит немножко по-другому. Дело в том, что когда мы говорим, что около 70%, 65% территории нашей страны не имеет централизованного электро- и теплоснабжения, в принципе, эта ситуация, может быть, похожа на региональном уровне на ту ситуацию, которая в целом по стране существует. Вот перед вами карта представлена распределения энергетических мощностей по территории Республики Татарстан. Республика благополучная; двойной запас по установленным электрическим мощностям на сегодняшний день, избыточные электрические мощности имеются. Но при этом, если вы посмотрите, по территории республики распределение очень неравномерное: есть районы с очень высокой плотностью генерации, а есть районы, где генерация практически отсутствует, и протяженность от станции до потребителей превышает 300–350 км. И в каких-то районах республики приходится (и ближе, и выгодней) подключаться к сетям соседних республик, а не тащить от собственных источников электрической мощности линии передач до потребителя. Это в миниатюре то, о чем говорится применительно ко всей нашей стране.
И несмотря на то, что у нас 100-процентное электроснабжение централизованное в республике, с точки зрения экономики ситуация, в общем-то, требует внимательного рассмотрения, особенно если посмотреть на то, как сформированы эти мощности, на чем они работают, на каких энергоресурсах, и как экономику этого момента приходится рассматривать. Вот здесь структура потребления газа. Дело в том, что 90% электрических мощностей в республике работают на природном газе, и только 10% — это гидроэлектростанция, Нижнекамская ГЭС; фактически она 10% обеспечивает электроснабжения. Все было бы хорошо: это современное оборудование, высокая эффективность, но есть одна проблема: газа на территории Республики Татарстан собственного нет. Практически весь газ поступает в Республику Татарстан с территории Оренбургской области и из Тюмени. То есть, весь газ завозной: 14 млрд. куб. м газа в год, и из них практически 70% потребляет именно энергетика Республики Татарстан.
Еще раз подчеркиваю: централизованное электроснабжение 100 процентов на территории республики. Но вот с точки зрения теплоснабжения ситуация не так однозначна: есть более 50% централизованного теплоснабжения в крупных городах республики, более 10 тысяч мелких котельных установок и около 1000 крупных, среднего класса котельных установок (здесь парк достаточно большой в области теплоснабжения). Ситуация с сетями, как электрическими, так и тепловыми, такая же, как и по всей России, то есть, сети изношены, эффективность оборудования невысокая. Хотя надо отдать должное: ремонт идет достаточно высокими темпами, и ситуация изменяется в лучшую сторону достаточно быстро.
И в связи с этим вопрос об использовании распределенной генерации стоит в другом ракурсе, и этот ракурс следующий: вопрос нужно оценивать с точки зрения — эффективно или не эффективно использовать мощности распределенной генерации для того, чтобы было выгодно вырабатывать электрическую и тепловую энергию. То есть, это вопрос конкуренции с большой энергетикой. И вот с этой точки зрения, если учитывать, что основной парк агрегатов работает с КПД 30–32%, очень важно понимать, а какую эффективность обеспечивают те малые и средние энергоустановки, которые, в общем-то, предлагаются в распределенной генерации.
Это спектр этих установок, которые могут быть. По большому счету всерьез рассматриваются два типа установок: это газотурбинные установки и газопоршневые энергетические установки, подчеркиваю — газо. Потому что о дизельном варианте здесь речь не идет, он, безусловно, неконкурентоспособен, и, в принципе, даже можно не рассматривать. Тем более, на территории республики есть собственный производитель газотурбинных установок, который достаточно широко используется в «Газпроме», более 600 штук на сегодняшний день эксплуатируется.
Если проанализировать газотурбинные установки по КПД, то КПД не очень сильно отличается от установок большой энергетики; явного выигрыша здесь слишком большого нет (я пробегу сейчас). Если говорить о газопоршневых машинах, КПД чуть выше, но тотального превосходства они не обеспечивают. Есть одна проблема очень серьезная: если рассматривать мощностной ряд машин (газотурбинные до 30 МВт, газопоршневые в интервале до 3 МВт), понятно, что газопоршневые установки имеют преимущества в диапазоне малых мощностей, а газотурбинные — в диапазоне больших мощностей. И главный вопрос, с нашей точки зрения, на сегодняшний день — это вопрос стоимости этих установок, потому что в конечном итоге именно высокая цена на импортные газопоршневые установки не позволяет их достаточно широко внедрять в распределенную энергетику республики. В качестве решения мы для себя в республике попытались рассмотреть использование в качестве привода в энергетических установках газопоршневого двигателя, созданного в объединении ОАО «Камаз». Если по крупным энергоустановкам стоимость одного киловатта мощности обходится где-то в 1000 долларов за киловатт, то на индустриальных моторах камазовского или ярославского производства предварительный анализ и реализация этих установок позволяет достичь 350 долларов за киловатт установленной мощности. Это радикальная разница, радикальное решение, которое, в принципе, может быть выгодным экономически при достаточно широком внедрении этих установок. Безусловно, мы рассматриваем их, в основном, как установки в режиме аварийного все-таки использования, потому что на территории республики более 900 объектов, по требованиям МЧС, требуют резервирования электроснабжения. Но, в принципе, они могут работать и в режиме постоянной генерации.
Это взгляд республики на решение проблемы в области распределенной генерации, то есть, смотреть и сравнивать стоимость линий электропередач и стоимость установки этих систем в отдаленных населенных пунктах, и если они выгоднее, устанавливать установки локальной энергетики. Если они проигрывают, тащить сети до потребителей. И второе: ориентироваться на собственные источники, собственный привод в этих установках. Вот это, наверное, два таких постулата, которые хотелось бы отметить, тоже взгляд наш на эту проблему. Спасибо! (Аплодисменты.)
В.И. Демков. Спасибо за интересный доклад, но не везде возможно применять малые установки. У нас большая страна, поэтому где-то выгоднее применять большую генерацию (хоть в электричестве, хоть в тепле), а где-то, конечно, выгоднее, начиная от ветровой энергии (как в Иркутске, на озере Байкал), так и заканчивая малой генерацией, конечно. Спасибо за интересный доклад.
В.М. Гуреев. Я согласен, это абсолютно верное утверждение. Мы считаем, что нет единого и одного решения наших проблем; решение лежит в области разумной комбинации существующих методов генерации на сегодняшний день.
В.И. Демков. Мы смотрим за Республикой Татарстан, там динамично все развивается, последовательно, во всяком случае, поэтому нужно опыт перенимать у вас другим регионам. Спасибо большое.
Рыбников Дмитрий Алексеевич в зале? Пожалуйста, заместитель главного инженера по техническому развитию, начальник департамента технического развития ОАО «МРСК Центра».
Д.А. Рыбников. Я немножко в практическую плоскость переведу дискуссию. Сегодня много было сказано о территориальном развитии. Компания «МРСК-Центр» — одна из крупнейших, центр России. Стратегия развития сетевого комплекса сейчас у нас предполагает одну из ключевых задач в сфере государственной политики — это создание экономических методов стимулирования эффективных сетевых компаний, обеспечение условий стабилизации тарифов и привлечение частного капитала в объеме, достаточном для модернизации и реконструкции.
Направления взаимодействия мы видим: это реновация инвестирования при инновации, техприсоединение, реализация допсервисов, реализация инновационных проектов и инвестирование в развитие территориальной инфраструктуры совместно с сетевыми компаниями.
Вот о последнем я хотел бы более подробно коснуться. Проблемы в развитии… вот у нас, в принципе, две задачи: обеспечение надежности и качества и развитие региона, развитие бизнеса региона. Я думаю, что проблемы у нас общие: непрогнозируемое территориальное развитие, которое не позволяет, соответственно, планировать развитие энергосистем, затраты сетевых компаний на техприсоединение не покрываемые оплатой, отсутствие ответственности потребителей за взятое обязательство по обеспечению заявленных параметров мощности, высокий износ основных фондов и небольшое количество реальных инновационных предложений.
О территориальном планировании. Резервы в данной сфере очень большие. Закон есть. Градостроительный кодекс есть, который требует на муниципальном уровне размещение объектов электроэнергетики указывать. И вот мы бьемся-бьемся, к сожалению, дойти до конца мы не можем практически во всех регионах. Зачастую даже по нашему мнению это имеет коррупционную составляющую, потому что когда приходит заявка на техприсоединение, то очень часто земли вокруг уже куплены, и пройти сетевым организациям к месту присоединения каким бы ни было образом практически невозможно. Поэтому, я думаю, западный опыт придется как всегда и нам перенимать. В каждом муниципальном образовании должны быть четко выделены трассы для прохождения коммуникаций – тогда можно планировать размещение объектов.
Я здесь обозначил проблему при выборе земельных участков, соответственно, затраты на строительство, инвестиционное планирование, сроки, которые сейчас от нас Правительство требует. И мы готовы снижать сроки, но если будет правильно осуществляться территориальное планирование, иначе это просто невозможно. Про земельные участки я сказал.
Рост (наверное, мы характеризуем общую тенденцию) техприсоединения значительный. У нас показана на сайте интерактивная карта, сейчас она во всей стране действует, портал тп.рф. Но пока эффективности мы в этом не видим, потому что заявки на техприсоединение подаются в основном в зонах дефицитной мощности. Этих зон не много. Профицит в нашей системе составляет 8 ГВт – огромная величина, но заявки подаются не туда, куда бы нам хотелось.
Дальше показана динамика. У нас такие 4 подстанции в МРСК Центра, которые построены и стоят вообще пустые, несмотря на то, что классическая «Университетская» (она на многих форумах звучала) третий год стоит незагруженной, несмотря на то, что полностью мощность не продана. Мы на риск идем, даже если юридическая мощность продана, мы принимаем заявки, не закрываем центр питания, наращиваем, но, к сожалению, мощность не растет. Левый слайд – видно, что на самом деле нагрузка не очень растет. А справа очень характерный слайд, эта колонка – это рост мощности и правая колонка – это сколько мы продали мощности. Сколько продали – это самый крайний правый столбец, сколько взяли – левый столбец. Взяли у нас мощности 10-20% от того, что продали и для чего построили сеть. Тенденция техприсоединения и затрат на развитие у нас тоже классическая. К сожалению, она такова. Реновация у нас выдавливается техприсоединением – это, в принципе, тенденция всех сетевых компаний. У нас сейчас ситуация не настолько плоха. Есть компании, которые имеют и большие проблемы.
Еще бы я хотел про малую генерацию. Я бы хотел в качестве предложения: мы бы намного упростили и ускорили сроки, если бы разрешили или узаконили требования введения дифференцированного тарифа на техприсоединение по времени суток. Потому что сегодня подается заявка на 15 киловатт, мы вынуждены эту мощность при расчетах добавлять к пику, соответственно, строим сети, наращиваем пиковые горбы. Хотя у нас большие ночные резервы.
И еще самая главная проблема, которая выявилась, связана с малой распределенной генерацией. Мы на нее возлагали огромные надежды, что она разгрузит наши дефицитные центры питания, позволит развить регион. Но, к сожалению, она строится вне зависимости от электрической сети. Практически вся генерация, которая построена в последнее время, строится там, где есть котельная такой генерации. В Белгородской области говорили, что очень хорошие биогазовые станции установлены, но они поставлены там, где есть профицит мощности. То есть практически разгрузили наши сети. И сейчас очень опасная тенденция, когда генерацию применяет монопотребитель. Вот у нас завод вышел недавно. Наша подстанция питает полностью завод – никаких потребителей других нет, он говорит, что я ставлю генерацию, которая будет полностью свое потребление обеспечивать. Наша подстанция остается на холостом ходу, а подстанция мощная – подстанция около 20-25 МВт. Мы должны держать на холостом ходу! Но за счет чего мы пока думаем. Раньше эта система разрешалась только для атомных станций, для обеспечения их собственных нужд. Других таких ситуаций не было. Сейчас появляются такие прецеденты. Я сказал наше предложение. Финансовые гарантии заявленной мощности, чувствительная плата за просрочку выполнения договоров. Уже очень много случаев. Вот если Белгородскую область брать, если вы проедете за город, вы увидите очень много линий, стоящих в пустоту. В Тверской области, в Смоленской области, когда мы построили сети, мы обеспечили развитие региона, стоят линии, опоры стоят, уходящие вдаль – можно картины писать. Мы стараемся сроки выполнять, но должны иметь и нагрузку.
Расторжение договоров. Стимул для поэтапного ввода нагрузки – очень большая вещь. Дифференциация платы по критерию энергодефицитных и энергопрофицитных районов – крайне важная мера. Предоставление услуги энергетического обследования. Мы со своей стороны готовы всеми силами участвовать, но, к сожалению, мы не имеем рычагов. А так участвовать в схемах внешнего электроснабжения, в схемах выдачи мощности, которые позволят точно и эффективно развивать регион.
В.И. Демков. Спасибо, Дмитрий Алексеевич! Конечно, должна быть ответственность обоюдная и у потребителей электроэнергии. А ее нет. Если 50 МВт попросили, а 1 МВт реально потребляют!
Д.А. Рыбников. Вы знаете, мы не имеем возможности эти 50 МВт не взять в заявку, к сожалению.
В.И. Демков. Но должно же быть какое-то обоснование на эти 50 МВт.
Д.А Рыбников. Все есть, все обоснования есть: район, выделена земля.
В.И. Демков. А потребляют 1 МВт.
Д.А. Рыбников. Потребителя нет.
В.И. Демков. Вот один к 50-ти.
Д.А. Рыбников. Самое главное, они не рискуют деньгами.
В.И. Демков. Депозиты у них на счет МРСК Центра.
Д.А. Рыбников. Да, тоже одна из надежд. Будем пробивать везде.
В.И. Демков. Будем надеяться, что со временем будет урегулировано, потому что получаемый опыт положительный и отрицательный во всех моментах. Не хотелось бы, конечно.
Д.А. Рыбников. Стараемся. По крайней мере, последние два года мы уже вот такие центры питания строим.
В.И. Демков. Спасибо за актуальный доклад! Кондратьев Александр Владимирович, Советник генерального директора по проектам развития ОАО «Ленэнерго» расскажет, как в городе на Неве осуществляются позиции. Может быть, у них будем перенимать положительный опыт.
А.В. Кондратьев. В основном здесь доклады касались макроэнергетики. Нас попросили рассказать о микроэнергетике, то есть, каким образом задачи технологического присоединения решаются внутри отдельно взятой сетевой энергокомпании. Я буду представлять опыт компании «Ленэнерго». В 2011 году она начала такой массированный проект реинжиниринга бизнес-процессов технологических присоединений. Первые результаты я смогу вам показать.
Напомню, чем занимается сетевая энергокомпания. У нее два типа услуг: транспорт электроэнергии и присоединение к мощности. Вот если посмотреть эти 2 процесса под увеличительным стеклом, перед вами карта бизнес-процессов сетевой энергокомпании, карта процессов верхнего уровня, то вот эти два процесса в центре, они создают новую ценность присоединения и транспорта, все остальное, что делает сетевая компания – поддерживает вот эти 2 ключевых бизнес-процесса. Наша задача – оптимизировать процесс технологических присоединений. За шаблон, за прототип мы взяли два архитектурных подхода. Первый подход был разработан ФСК ЕЭС в отношении Smart Grid. То есть какие там основные решения? Для того чтобы что-то делать, надо разработать деловую карту, надо разработать эталонную архитектуру, надо выделить полигоны для апробации, надо строить моделирующие стенды и системы, надо готовить новые кадры, ставить проектный офис и так далее. Теперь такая же дорожная карта есть у Агентства стратегических инициатив в отношении технологических присоединений. Что говорит Агентство стратегических инициатив? Нужна дорожная карта – она есть и утверждена председателем Правительства, нужно разрабатывать эталонную архитектуру, нужны полигоны для апробации. В данном случае «Ленэнерго» является полигоном для Агентства стратегических инициатив. Нужны моделирующие стенды, системы и так далее. Вот по этой схеме мы начали работу по оптимизации, по реинжинирингу, процессу технологических присоединений. Что получилось? Первое, мы ориентировались на дорожную карту Агентства стратегических инициатив. Ее задача – перевести с 185-го места (здесь 183-е) на 20-е место Россию к 2018 году в области рейтинга Doing Business. Эту дорожную карту мы посмотрели. Дорожная карта Агентства стратегических инициатив устроена так: там 80% мероприятий касается улучшения условий деятельности для сетевых энергокомпаний. Но если мы эту дорожную карту реализуем, это не значит, что мы достигнем наших целей. Еще сами компании должны научиться хорошо работать в этой новой ситуации. Поэтому мы в рамках дорожной карты выделили те процессы, которые связаны не с Агентством стратегических инициатив, а с нами, и сфокусировались на задачах, которые решаются на уровне сетевой энергокомпании. Что это за задачи? Вот этот процесс технологических присоединений здесь показан более детально. Что мы видим? Первый блок – это прием заявок, второй блок процессов – это разработка технических условий и развитие распределительной сети. Третий блок, когда мы получили технические условия, – это подготовка договоров и выдача договоров. Четвертый блок – это исполнение договорных обязательств. Пятый блок – это выдача АТП и присоединение.
Физика процессов, которые, с точки зрения заявителя, кажутся совершенно простыми: пришел, подал заявку – и тебя присоединили, с точки зрения сетевой энергокомпании очень сложны в исполнении. Вот это первый процесс. Третий процесс и пятый – это такие классические деловые процессы, там мы просто работаем с бумагами и с заявителем. Такие процессы изучаются в теории массового обслуживания. Для компании «Ленэнерго» это означает, что полторы тысячи заявок поступает каждый месяц и надо уметь работать с этим потоком заявок – вот что такое оптимизировать процессы №1, №3 и №5. Процесс №2 – это вообще сложная инженерная задача. То есть в этой инженерной задачи мы должны уметь разрабатывать технические условия, а самое главное, мы должны уметь проектировать развитие распределительной сети. Поскольку для этого проектирования нам нужна будет модель электросети, то под это надо подставить совершенно другую сумасшедшую информатику, другие информационные системы, чем те, которые у нас есть, и только тогда мы сможем работать. Собственно, здесь две альтернативы: либо у нас будет дефицит, профицит мощности и тогда мы можем не очень хорошо считать, не очень хорошо проводить оптимизацию, либо у нас не будет дефицита мощности, мы будем экономить на инвестициях и на развитии распределительной сети, тогда мы должны в условиях ограниченных ресурсов оптимизировать. Вот такая задача.
Четвертый процесс выглядит так: у меня есть технические условия, у меня есть договорные обязательства, у меня это все сформировано в адресную программу, в пакеты, теперь я должен привлечь десятки и сотни подрядных организаций, чтобы на очень большой, распределенной территории обеспечить присоединение. Это задача мультипроектного управления, которая хорошо известна. В данном случае для специального вида инжиниринговой деятельности. Если мы посмотрим на процесс техприсоединения, то удивительно - какой он разнообразный по физике модели, которая в нем заложена. Деловые процессы и инженерные процессы проектирования, мультипроектное управление на строительстве – все это должно работать вместе. Это не отдельные процессы, а это система процессов. Если работает вся система процессов, вы ее должны хорошо знать, описать и так далее.
Вот здесь перед вами система моделей, процессов, которые описывают деятельность энергокомпании «Ленэнерго». То есть наверху крупные описания – это уровень правления, следующий уровень – это описание бизнес-процессов уровня департамента и, наконец, третий уровень – это уровень исполнителей, то есть тех сотрудников, которые непосредственно участвуют в техприсоединениях и должны очень хорошо знать типы процессов. Им вот эти карты процессов должны помогать действовать в совершенно конкретных обстоятельствах при тех или иных начальных условиях.
На этом слайде показана следующая вещь – когда мы говорим о моделях бизнес-процессов, то сегодня в стране эти модели изучаются на курсах программы MBA – Master of Business Administration. Мы считаем, что вот эти модели – это не для программы MBA, а для практического применения. Поэтому в компании «Ленэнерго», когда мы стали организовывать деятельность персонала, то мы модели процессов нижнего уровня разместили на рабочих местах сотрудников. То есть у каждого сотрудника, который участвует в этом процессе, слева висит диаграмма соответствующей модели международных форматов Cross Functional Flowchart, и они по этому процессу в разных ситуациях вырабатывают свои проекты. Если вся эта конфигурация сделана, давайте вспомним систему Toyota. Чем Toyota славится? Она сказала, что не только надо описывать бизнес-процессы, а нужно постоянно организовать вовлечение сотрудников с тем, чтобы каждую неделю они добивались новых решений по улучшению этих бизнес-процессов. Поэтому один из элементов системы «Ленэнерго» – это система постоянных улучшений. Если все подвести, что там делалось, а делается это так – постепенно, монотонно добавляются и добавляются все новые и новые инструменты, которые позволяют какую задачу решить? Если мы сравним LADA Kalina и Toyota, чем они отличаются, можно вас спросить? Они отличаются функциональными возможностями и качеством, а физика у этих процессов одинаковая: у той и у другой механика, у той и другой колеса, руль, двигатель. И вот это качество и функциональность получается путем наращивания все новых и новых элементов внутри этой системы. Современные умные системы априори сложные, то есть не может простая система управлять сложным объектом. И поэтому работа по оптимизации техприсоединения велась к тому, что мы накапливали, накапливали вот эти решения.
Вопрос. Какие сейчас сроки обслуживания заявки до выхода на договор?
А.В. Кондратьев. Проект начался в 2011 году. В 2011 году ужас что происходило. 189 дней только на выдачу договора. Такие толпы посредников в приемной, непонятно что. Мы сократили за первый год в 3 раза, за второй год мы сократили еще на 100%, и сейчас мы в рамках норматива. То есть норматив – 30 дней, у нас среднее время обслуживания – 28 дней. 28 дней на сегодня и ставим задачу – 15 дней.
Вопрос. Дальнейшая реализация?
А.В. Кондратьев. В дальнейшем по договорам мы сделаем в 15 дней, а вот дальше там другие сложные процессы: техусловия, проектирование, информатика, мультипроектное управление. Сейчас у нас 180 дней, но мы постараемся применить такие решения. Сейчас я не могу сказать, как получается, они в стадии применения. Вот как получится – доложу!
И последнее, я хотел показать по этому опыту такое необычное решение. Но мы эту историю рассказывали, показывали, как у нас работает, приглашаем вас, кому это интересно. В Питере открыт на Лиговском проспекте один из самых лучших в России Центр технологических присоединений, где много этих решений. Поэтому много статусных профессионалов, руководителей у нас бывали, и многие здесь, на выставке, присутствовали. Но мы сделали еще один продукт, я с удовольствием вам его представляю. Мы привлекли Московский физико-технический институт – лидера технологической компетенции в стране. Они положили многие решения, которые мы сделали, информацию об этих решения на такую платформу – Learning Management System (Система управления знаниями). Можно зайти на эту платформу - вот ее адрес, сайт. К этой платформе приложены книжки, инструкции, но в платформе они есть в электронном виде, естественно. Можно пройти курсы обучения, можно посмотреть базу знаний по этой предметной области и можно самим пройти какой-нибудь курс обучения по оптимизации технологических присоединений дистанционно в любой точке страны и в любой точке мира, где есть достаточно качественный Интернет. Мы считаем этот элемент очень важным. Если у нас название выставки «ТЭК России в XXI веке», предполагается, что в XXI веке будет экономика знаний, значит, нам нужны системы управления знаниями в нашей повседневной деятельности. Вот перед вами пример системы управления знаниями, которые сейчас доступны, сейчас существуют, каждый из вас может использовать по своим интересам. Поэтому мы приглашаем к обмену опытом, знаниями надо обмениваться, будем рады ответить. Я вас хочу поблагодарить за внимание!
В.И. Демков. Обязательно нужно будет приехать к вам по обмену опытом, согласовать с вами время.
А.В. Кондратьев. Хорошее время – вот будет Петербургский экономический форум. Перед этим многие приезжают. И вот заодно можно параллельно сделать. Да, мы даже с такой инициативой выступили перед Агентством стратегических инициатив. Будет интересно – организуем.
В.И. Демков. Сейчас у нас Кабанов Сергей Никитич, заместитель Генерального директора по технической политике ООО «Инженерного центра «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ». Тема доклада «Развитие Smart Metering – ответ на глобальные вызовы».
С.Н. Кабанов. Добрый вечер, дамы и господа! Идея реформа рынка электроэнергетики давно витает в воздухе. Сейчас мы подходим к практическому воплощению этих идей. К сожалению, в доступных источниках получить данные представляется невозможным. Данные крайне скудны. Хотя Минэнерго заявляет, что основные положения по оптовому рынку и по розничному рынку приняты, вскоре будут опубликованы. Но из того, что удается посмотреть, понятно, что реформа оптового рынка будет касаться, скорее всего, технологических, договорных, финансовых механизмов. А вот по реформе розничных рынков электроэнергии я бы хотел немного поговорить. Согласно доступным данным декларируемые цели новой модели именно розничного рынка сводятся к двум целям: запуск реального розничного рынка, то есть поставка розничным потребителям электроэнергии без вывода их в участники оптового рынка, и создание механизмов конкурентной среды между сбытовыми компаниями за потребителя. То есть, - доведение до логического конца тех мероприятий, которые изначально закладывались, но сейчас не работают – все останавливается на уровне гарантирующих поставщиков.
Основным моментом можно считать последующее облегчение выхода потребителя на оптовый рынок розничного рынка, то есть снижение планки по мощности, возможность конечных потребителей более свободно выходить на свободные двусторонние договоры и облегчение перехода потребителей от гарантирующих поставщиков к независимым сбытам с установкой приборов учета и систем учета, обеспечивающих только функцию хранения почасового объема. То есть, мы опять изначально закладываем упрощение, минимальные требования на этапе становления достаточно серьезной отрасли. Почему? Всю систему учета, которая сейчас существует, можно, грубо говоря, классифицировать на два класса: это IMR System – достаточно простые системы учета, широко распространенные в нашей стране и за рубежом, которые позволяют автономно снимать показания с привязкой ко времени суток. И более современные системы, которые сейчас активно внедряются у нас в России и во всем мире, – это комбинации AMI/MDM System – так называемая Smart Metering система, которая позволяет реализовать как функцию IMR System, так и реализующие возможности удаленного воздействия обратной связи – оперирование, манипулирование данными коммерческого учета. На графике предоставлена глубина проникновения систем по странам. И вот в сноске приведен пример для размышления. В 2011 году Китай установил 40 миллионов приборов учета, но именно IMR System, то есть Китай изначально пошел по пути упрощения, то есть удешевления систем. С простыми системами все понятно.
Что нам дают Smart Metering? Кроме простых измерений количества переданной, отпущенной, потребленной электрической энергии, они дают возможность автоматизированной обработки и передачи, предоставления в различном виде информации о потреблении энергоресурсов, возможности осуществления контроля режимов потребления электрической энергии, определения фактических потерь в сетях, отключения и ограничения потребителей, автоматизированного дистанционного управления потоками мощности, оценки эффективности энергосберегающих мероприятий и некоторые другие моменты.
Какие факторы определяют в настоящий момент развитие системы учета? Это прогнозное увеличение потребления электроэнергии в 3 раза за ближайшие 40 лет, необходимость сокращения зависимости от невозобновляемых источников энергии, потребностей в высоком уровне связанности и управляемости инфраструктуры, в том числе, и энергетической, необходимость более полной загрузки энергетических мощностей. Уже доказано и общепризнано, что путь наращивания генерирующих мощностей является экстенсивным, и более прогрессивным способом является путь применения энергосберегающих технологий. Благодаря этому по прогнозам ожидается снижение зависимости показателей производства электроэнергии от роста ВВП с весового коэффициента 0,9 до 0,7, то есть единица валового продукта нам будет обходиться меньшими энергозатратами. Кто в настоящее время является заинтересантом по использованию умных систем учета? Как не странно, это практически все субъекты рынка. Для сетевых организаций умные системы учета дают снижение технологических, коммерческих потерь, возможность ведения энергобалансов, противодействие искаженным показаниям, попыткам безучетного потребления электрической энергии, контроль защиты от хищений. Бытовые компании получают возможность автоматизировать сбор данных, выполнять дистанционное ограничение мощности отключения абонентов, повышать платежную дисциплину, стимулировать электронные расчеты и прочие вещи. Управляющая компания ЖКХ получает инструменты автоматизированного доступа к данному потреблению и распределению в электрических сетях в зоне их функционирования. Потребитель же получает возможности контролировать качество электрической энергии, Интернет-кабинет позволяет отслеживать собственные показания, собственные расходы в различных срезах, дает инструмент для экономии энергоресурсов, позволяет самостоятельно оценивать и регулировать электрическое потребление.
Кроме того, система Smart Metering является одним из оснований развития систем Smart Grid, ключевым моментом которого является вовлечение потребителей в производство электрической энергии, то есть та же возобновляемая и малая генерация, про которую уже много говорилось на сегодняшней сессии. Что происходит в мире с развитием систем? Как видно из слайда, западные страны вкладывают достаточно большие деньги в развитие данных систем. На их фоне Россия с 650 миллионами рублей смотрится пока не сильно впечатляюще, хотя программа энергосбережения предусматривает освоение 9,5 миллиарда рублей к 2020 году, а программа развития систем коммерческого учета предполагает оснащение системами 48 миллионами потребителей.
Хотелось бы привести пару примеров из опыта нашей компании, что внедренные системы дали конкретным сетевым организациям. 2011 год, федеральный проект «Считай. Экономь. Плати» на примере МРСК Урала – «Пермэнерго». В отдельно взятом районе города Перми было установлено 50 тысяч «умных счетчиков», объединенных в единую сеть со сбором данных на едином сервере. Официально опубликованы результаты по итогам, то есть сокращение потерь на 3,8 миллионов киловатт-часов ежемесячно, полное исключение случаев бездоговорного, безучетного потребления, реальное определение объемов передачи, а не использование нормативов. Был рассчитан срок окупаемости – 4,5 года. То есть что такое для сетевой организации даже 3,8 миллионов киловатт-часов ежемесячно, 40 миллионов в год? Это 40 миллионов киловатт-часов некупленных потерь, то есть непонесенных расходов и 40 миллионов киловатт-часов полученных доходов за передачу электрической энергии.
Следующий пример. Проект Республики Чувашия – менее масштабный, но, тем не менее, 5 тысяч «умных приборов учета» в качестве общедомовых в 4-х городах Чувашии в единой системе. По результатам: сокращение потерь в сетях на 11,3 миллиона киловатт-часов ежегодно (охват меньше – количество приборов меньше), ликвидация необходимости ежемесячного обхода приборов учета, что дало коммунальным технологиям экономию порядка тысячи человеко-дней в год. Для них оказалось важным возможность диагностики средств измерения учета в режиме реального времени, как я говорил, увеличился полезный отпуск на 10 миллионов киловатт-часов. И вот сбоку сноски тоже официальные данные, касаемые непосредственно потребителя. В одном из пилотных многоквартирных домов начисления за общедомовые нужды в результате сократились более чем на 15%. Соответственно, снижать стоимость приборов учета, удешевляя инвестиции в энергетику, – это хорошо, но, наверное, гораздо проще все-таки принимать более рациональные решения, чтобы потом через 4-5-8 лет не менять построенную в настоящее время систему, в том числе, и доводить данную информацию до потребителя.
И в качестве вывода, чтобы хотел сказать в заключение. Достаточно активно сейчас обсуждается, планируется развитие активно-адаптивной сети пока только на уровне высоких напряжений, но рано или поздно мы столкнемся с тем, над чем работает сейчас весь мир, то есть с необходимостью строить Smart Grid в сетях 0,4, 35, 6 кВ. Похоронив сейчас идею Smart Metering, мы получим в будущем проблему стыкования интеллектуальной сети высокого напряжения с сетью низкого напряжения. Повсеместное внедрение приборов учета упрощенного функционала приведет к невозможности создания системы контроля состояния сети и лучшей прогнозируемости потребления, о чем тоже неоднократно говорилось на сегодняшней сессии, исчезнет рычаг автоматизированного воздействия на неплательщика. В силу активного развития концепции Smart Grid в мире, Россия рискует технологически отстать от мирового сообщества и увеличить свои риски в экономическом аспекте. Тоже сегодня слышал, на примере даже Иркутска, зачастую мы вынуждены применять иностранные технологии, поскольку не имеем отечественных. Сейчас упустив момент, мы потом не сможем стыковать новые технологии с тем, что получим в наших сетях. Технологии Smart Metering доступны в настоящее время и могут распространяться повсеместно, а системы Smart Metering являются базовым звеном в решении задач повышения энергоэффективности и энергосбережения. Спасибо за внимание! Если есть вопросы, я готов ответить.
Муж. **
С.Н. Кабанов. Вы как руководитель сетевой организации понимаете уровень технологических потерь в сетях. Вы рассчитываете уровень нормативных потерь.
Муж. Есть ли моя мотивация *?
С.Н. Кабанов. Ваши KPI. Есть в МРСК такое понятие.
Муж. У нас в России на 1% ВВП 0,3% роста потребления электроэнергии. Не 0,7, не 0,9. Это в советское время мы могли *. А если еще напряжение, то 0,25.
С.Н. Кабанов. Недостоверные данные. Каюсь!
В.И. Демков. Сейчас бы я хотел немножко нашу техническую дискуссию перевести в правовую плоскость, потому что при технических моментах, когда нет ответственности потребителей перед сетевыми компаниями, а иногда компаний перед потребителями, то всегда возникают какие-то спорные вопросы. И поэтому сейчас хотел Кравцов Алексей Владимирович, Председатель Арбитражного третейского суда г. Москвы сделать доклад, как это сделать эффективнее, чтобы не уходить в долгие судебные разбирательства.
А.В. Кравцов. Серьезным сдерживающим фактором стабильного существования и функционирования системы топливно-энергетического комплекса являются, в том числе, недобросовестные контрагенты. Работа с недобросовестными контрагентами проводится в судебном порядке. В обычной системе судопроизводства, все участники, как заказчики, так и исполнители, а также потребители энергетических продуктов в случаях возникновения споров обращаются в суд. В связи с этим уже сформировались проблемные точки, которые определяют эту систему и которые как раз являются сдерживающим фактором его стабильного функционирования. Судебные разбирательства в обычных судах в настоящее время проходят очень долго. Проблема в том, что решения судов можно обжаловать в нескольких инстанциях, и поэтому даже по самым очевидным разбирательствам с недобросовестными контрагентами, споры до получения окончательного судебного решения могут длиться от полугода до нескольких лет – это очень сложно для функционирования любой системы.
Для того чтобы решить эту проблему, многие компании топливно-энергетического комплекса перевели свои договорные отношения и разрешения споров по ним из государственных судов в европейскую систему под названием Коммерческий арбитраж. Эта система развита на территории стран Западной Европы, на территории нашей страны она также функционирует и называется институт третейского суда. И этот институт разрешает споры в упрощенном и ускоренном порядке. Процедура проводится следующим образом: при подаче искового заявления, если выявляется недобросовестный контрагент, при нарушении сроков поставки, при нарушении сроков оплаты и все экономические споры по гражданским договорам, по обычным отношениям, которые ведутся в обычной деятельности, исковое заявление подается в третейский суд. Рассматривается оно в одно заседание и по закону решение третейского суда сразу вступает в законную силу и обжалованию не подлежит. Сроки судебных разбирательств варьируются в среднем 10 рабочих дней – это очень быстрая процедура. То, что невозможно обжаловать решение, исключает возможность затягивания судебных процессов. Выполнений решения третейского суда выполняется добровольно сторонами, либо исполняется по исполнительному листу государственного суда судебными приставами. Сроки получения исполнительных листов на решение третейского суда – 30 дней. Таким образом, весь судебный процесс, который сейчас, как в самом начале я сказал, длится от полугода до нескольких лет, можно уместить в срок 40 дней – это в разы быстрее, чем нынешняя система, поэтому ее активно применяют на Западе.
Если вы сталкиваетесь с международными контрактами, в большинстве международных контрактах иностранные контрагенты включают место разрешения споров в коммерческих арбитражах, только они находятся в западных странах. Это известные арбитражи Лондона, Стокгольма, Женевы. Разница в том, что суд будет проходить по месту нахождения самого суда. Соответственно, если это будет лондонский арбитраж, то судиться по упрощенной системе необходимо будет в Лондоне. Это удорожает эту процедуру, поэтому российские компании применяют российский коммерческий арбитраж, в частности, московские – больше распространено это в столице. Для того чтобы можно было обратиться в коммерческий арбитраж с иском, по закону единственное есть требование – это письменное согласие обеих сторон на такую короткую процедуру. Такое согласие получить, когда уже спор идет, очень сложно, потому что недобросовестный контрагент уже избегает встреч, не отвечает на телефонные звонки и всячески противодействует исполнению своих обязательств. Поэтому такое письменное согласие получают при заключении договора. В разделе «Порядок разрешения споров» указывают фразу о том, что спор по договору передается по усмотрению истца или в государственный суд, или в третейский суд. Таким образом, подписывая такой договор, стороны для себя берут обязательство и право разрешать споры в быстром порядке в коммерческом арбитраже. Подписывая такой договор, имейте в виду, что обязательства нужно будет выполнить с полной ответственностью, потому что неотвратимость финансовой ответственности за нарушение своих обязательств в этом случае наступит очень быстро. То же самое и в отношении контрагентов.
Основная тема сегодняшней конференции – это улучшение инвестиционного климата в топливно-энергетическом комплексе. Предоставляя своим контрагентам как заказчикам, так и покупателям и поставщикам возможность разрешения споров в быстром порядке, существенно улучшает их отношения ко всему проекту, потому что инвесторы при вложении средств очень трепетно относятся к их судьбе. И общераспространенный страх инвесторов потерять свои деньги в нашей имеющейся длительной судебной системе является сдерживающим фактором для того, чтобы совершить сделку по инвестиции своих средств. Поэтому, включая в договорные отношения, в проекты договоров оговорку о возможности рассмотрения споров в третейском суде, ваши компании будут выгоднее выглядеть перед инвесторами в плане готовности добросовестно исполнять свои обязательства. В свою очередь, подписывая такие же договоры, которые вам предлагают ваши контрагенты, также нужно иметь в виду, что здесь необходимо исполнять свои обязательства добросовестно.
В.И. Демков. Алексей Владимирович, огромное спасибо за такие подсказки! Это действительно можно считать прорывом, если сразу в договорные отношения вносить такие фразы. Сейчас докладывает Герасимов Антон Александрович, начальник Департамента управления объектами электросетевого хозяйства ОАО «МРСК Центра».
А.А. Герасимов. Я коротко расскажу о практическом опыте решения проблем. Тут были озвучены проблемы сетей 35 кВ и ниже. Как внедряются мобильные решения в электросетевом комплексе в нашей компании, хотелось бы предоставить вашему вниманию. Зона обслуживания компании, чтобы вы себе представляли - территория более 450 тысяч квадратных километров с населением более 15 миллионов человек, 11 областей, мы находимся в Центральном федеральном округе Российской Федерации. Если брать именно по нашим производственным активам, по сетям, то протяженность линий электропередач у нас выше 389 тыс. км, общее количество подстанций составляет практически 95 тысяч, количество условных единиц – более полутора миллионов. Соответственно, таким огромным электросетевым комплексом нужно управлять, а чтобы им управлять эффективно, нужны соответствующие инструменты. Хотелось бы понимать, что мобильные решения – это всего лишь инструмент обеспечения оперативности в управлении сетями для того, чтобы имелась возможность эффективно повышать и поддерживать требуемую надежность.
Если говорить о предпосылках, мы хотим уточнить подходы к организации технического обслуживания и ремонта объектов электросетевого хозяйства для обеспечения надежности. Почему эти проблемы встают? Значительное количество объектов обслуживания, управления, территориальная распределенность, отсутствие централизованной базы данных, отсутствие информации о техническом состоянии объектов, морально устаревающий парк приборов, значительный износ, о котором уже говорили, низкие показатели надежности и, самое главное, это недостаточная степень автоматизации системы технического обслуживания и ремонта предприятий электросетевого комплекса. У нас организована система технического обслуживания и ремонта следующим образом: оперативно-технологичное управление сетями, соответственно, диагностика для того, чтобы мы знали свое техническое состояние, чтобы мы могли управлять своими объектами, и, соответственно, процессы ремонта и замены оборудования, о которых уже говорилось. На основе этого мы создали базу данных своих производственных активов, где описали все свои активы до последнего гвоздя, до последнего предохранителя в сетях 0,4 кВ или автомата в сетях 0,4 кВ. Соответственно, мы настроили инструмент автоматической оценки технического состояния наших объектов, оценки последствий отказа наших потребителей, разработали методологию выбора приоритетов, и, соответственно, формируем производственную программу. Все у нас построено на следующем: в базе методология, то есть мы описали подходы, как будем выстраивать свою систему технического обслуживания и ремонта, далее идет база данных, где есть вся информация не только об объектах, но и о работе, которая проводилась на них, – ремонт, техническое обслуживание, отключение, всевозможные другие вещи, которые необходимы. Дальше мы все эти процессы регламентировали, настроили систему анализа для того, чтобы принимать конкретные управленческие решения. Соответственно, наверху – это оценка эффективности. Мобильные решения – это как приложения для обеспечения оперативности поступления сведений в нашу базу данных.
Не буду останавливаться на методологии, все процессы, начиная от ремонта и замены, диагностики у нас регламентированы, выпущены соответствующие стандарты организации, база данных сейчас представляет собой следующее: порядка 15-ти миллионов единиц оборудования, то есть все единицы оборудования, которые у нас на территории есть, это электрооборудование. Для примера вот тут информацию собрал, в день в базу данных вносится порядка 1350 сообщений о дефектах. Создали базу данных, куда мы организовали ввод результатов испытаний измерений. На основании этого ввода у нас происходит автоматическая оценка технического состояния оборудования, причем по одним и тем же правилам для всей компании. Соответственно, вносится сообщение о дефектах, ведутся журналы дефектов, это могут видеть как на уровне РЭС монтеров, так и на уровне филиалов для принятия соответствующих управленческих решений. Представлен слайд по автоматизированному расчету оценки технического состояния.
Функциональность. Мобильные решения. С какими проблемами мы столкнулись? Это несвоевременный ввод данных по диагностике, снижение достоверности результатов, потому что сначала мы записали на бумажки, с бумажки в протокол, с протокола в базу данных. Мы хотим этот пункт исключить. Сразу будут монтеры в мобильные решения вводить результаты испытаний измерений, при синхронизации с базой данных это все будет улетать. И уже из системы мы будем получать протоколы. Соответственно, задачи, которые ставим мы себе, когда эти мобильные решения будут внедрены, – это повышение достоверности вводимой информации, снижение времени ввода информации в систему, в единые протоколы, обеспечение необходимой документации, методологии, нормативной документации при испытаниях и измерениях, и учет хода и времени выполнения работ. Здесь предоставлен слайд, как эти мобильные решения позволят нам повысить именно процесс эксплуатации нашего электрооборудования.
По архитектуре решения. В 11-ти областях конкретные бригады, которые выполняют ремонтно-эксплуатационное обслуживание, будут обеспечены мобильными устройствами, и на объектах ввода проведения испытания измерений они, соответственно, будут вносить эти результаты в мобильные устройства.
Задачи, которые предполагаются этим функционалом, это выдача и контроль выполнения работ, ввод результатов испытаний и измерений, фотофиксация дефектов, подтверждение фактического выполнения работ, контроль времени. Там еще множество путей для развития этой системы. Но мы именно хотим повысить достоверность и своевременность ввода данных в систему.
Мобильные решения, интерфейсы. Мастер, находясь на рабочем месте, выдает задания на работу бригаде, бригада, получив эти задания из системы на осмотр, диагностику или ремонт, получает их на мобильные решения, на мобильном решении находится вся необходимая документация, которая ему может потребоваться во время работы, – технологические карты, нормы и так далее. Организован ввод дефектов, испытаний, измерений в систему. Соответствующий функционал можно сфотографировать, все эти вещи описать. Печать листа осмотра единого по всей компании уже не ручного ввода. Ввод результатов испытаний измерений по диагностики для того, чтобы система смогла оценить техническое состояние объектов.
В.И. Демков. Антон Александрович, ваша компания уже может выступать примером, как это все доступно организовано. Сейчас только некие компании могут управлять работой турбин электростанций в Швейцарии, допустим, а ваша компания уже в России ведет такую деятельность. Спасибо за интересный доклад! Сейчас у нас докладчик Акопов Дмитрий Николаевич, он нам расскажет, как без реконструкции сетей, в частности, ЛЭП, увеличить пропускную способность.
Д.Н. Акопов. Я буду очень краток, не буду останавливаться на технических особенностях. Я хотел немножко рассказать о нашей компании, потому что она не так широко известна. Смысл в том, что мы занимаемся обследованием линий электропередач с применением технологии лазерного сканирования. И, в основном, выполняем эти работы за рубежом, где эта технология востребована для выполнения работ по повышению пропускной способности. Существуют проблемы с информацией о текущем состоянии сетей, и эта технология как раз помогает решить все эти проблемы. Не буду останавливаться на том, почему мы не знаем достоверную информацию о нашей инфраструктуре сегодня, только скажу, что, применяя современные технологии дистанционного зондирования, мы можем не просто получить статический слепок нашего сегодняшнего состояния инфраструктуры, но также произвести некое моделирование, определить, как наши ЛЭП будут меняться под воздействием различных условий. Именно на этом основана специфика применения технология лазерного сканирования для повышения пропускной способности лидера. Смысл в том, что мы получаем точные геопространственные данные о коридоре ЛЭП и определяем факторы, которые ограничивают пропускную способность нашей линии, кроме тех факторов как физическое состояние провода. И практика показывает, что таких ограничивающих факторов – довольно малое количество на среднестатистических ЛЭП. На слайде вы видите данные по реальной линии. Наш зарубежный заказчик с Ближнего Востока планировал выполнить работы по реконструкции линии, перетянув провода. И когда наши данные показали ему, чтобы выполнить эти работы, ему не нужно перетягивать провода на все линии, а ограничиться тремя анкерными секциями, ему было легко подсчитать, сколько он сэкономил на процессе выполнения работ.
Также с этой технологией напрямую связано понятие «технологии динамического рейтинга». Опять же не буду вдаваться в технические детали. Смысл технологии в том, что мы устанавливаем датчики, измеряющие контактным способом температуру наших проводов и передающие по каналу GSM в диспетчерский центр, который уже принимает решения о повышении нагрузок в линию, основываясь на реальных данных – на данных с конкретного места. Комбинируя эти технологии, мы можем повысить пропускную способность наших линий электропередач до 50% – это среднестатистическая цифра, при этом минимизировав затраты на работы.
Хотелось бы рассказать о том, как наши зарубежные коллеги зарабатывают на этих технологиях. Мы в свое время, за 20 лет, которые работаем на рынке, поработали и в Австралии, и в Северной Америке, а сейчас работаем в Южной Америке. Основной стимул для компании – повышать пропускную способность линий электропередачи для того, чтобы продавать энергию за реальные деньги. К сожалению, в России это неприменимо, потому что у нас рынка продажи электроэнергии нет.
Снижение затрат на строительство. С этим все понятно. Очень интересный и очень распространенный способ повышения стоимости компании за счет повышения общей пропускной способности всех принадлежащих ей объектов инфраструктуры. Это очень распространено среди компаний в Северной Америке и как раз в Австралии. Также используются эти данные для того, чтобы снизить судебные и страховые издержки.
Освобождение запертых мощностей. Кстати, это характерно для России в тех случаях, когда у нас и объект генерации, и обслуживающий линию электропередачи принадлежит одному и тому же владельцу, и у него есть стимул для того, чтобы повысить ее пропускную способность не дорогостоящими методами. И экономия на дорогой генерации. Интересный случай. Мы работали в прошлом году в Израиле. Смысл этих технологий в том, что мы должны децентрализовать управление нашими инфраструктурами при централизации контроля. |
