Моделирование эффективности перехода на собственную генерацию

Введение

На сегодняшний день в любой развитой или развивающейся стране электроэнергетика яв­ляется одной из ключевых отраслей, способствует развитию промышленности и от нее зависит уро­вень экономического развития всей страны.

Рынок электроэнергии России представляет собой сложную модель со своими преимуще­ствами и недостатками. Электроэнергетика - естественная монополия, которая первой про­шла преобразования от модели монопольного рынка с доминирующей на нем вертикально ин­тегрированной компанией (РАО «ЕЭС России») к потенциально конкурентному рынку. После перехода к рыночным отношениям рынок элек­троэнергии страны дважды подвергался рефор­мированию.

В 1990-х годах была разработана структура регулируемых рынков. На федеральном уровне существовал рынок, где действовал единствен­ный покупатель - закупочное агентство. На уров­не регионов деятельность вели регулируемые вертикально-интегрированные компании. Сле­дует отметить, что подобная модель рынка была реализована на федеральном общероссийском оптовом рынке энергии и мощности (ФОРЭМ) не полностью. Так, электростанции (акционерные общества и большинство региональных АО энер­гетики и электрификации, осуществляющих де­ятельность на оптовом рынке электроэнергии), юридически были дочерними компаниями РАО «ЕЭС России». Таким образом, РАО «ЕЭС Рос­сии» обладал монополией на рынке ФОРЭМ (Трачук А. В., 2010 а).

Второй виток реформирования энергети­ческой отрасли начался в 2001 году. Бизнес монопольных вертикально-интегрированных электроэнергетических компаний был разделен по видам деятельности: производство электро­энергии, ее передача и распределение и, нако­нец, сбыт (Трачук А. В., 2011).

В результате указанных мер увеличился приток иностранных инвестиций, в число ин­весторов входили крупные немецкие, итальян­ские и финские компании, в частности Е. On, Enel и Fortum. Сектор сбыта оказался поделен между государственными и частными сбыто­выми компаниями. Вопросы передачи, рас­пределения и диспетчеризации по-прежнему находятся в сфере ответственности государ­ства.

Реформы привели к созданию двухуровневой структуры рынка электроэнергии и мощности. В ней сочетаются виды деятельности, являю­щиеся естественными монополиями (распреде­ление и передача электроэнергии), и конкурент­ные виды деятельности (сбыт и производство) (Трачук А. В., 2010 б). Выделяют розничный и оптовый электроэнергетические рынки, на ко­торых осуществляется продажа электроэнергии и мощности как физическим, так и юридиче­ским лицам.

Основные субъекты оптового рынка электро­энергии и мощности:

• поставщики: оптовые генерирующие ком­пании (ОЕК), территориальные генерирую­щие компании (ТЕК), концерн «Росэнерго­атом» и ОАО «Интер РАО ЕЭС» (импортер электро энергии);
• покупатели: энергосбытовые компании (га­рантирующие поставщики и независимые), крупные потребители электроэнергии, ОАО «Интер РАО ЕЭС» как экспортер электро­энергии, ОАО «ФСК ЕЭС»;
• инфраструктурные организации: ОАО «Ад­министратор торговой системы», ОАО «Си­стемный оператор» и холдинг ОАО «Россе­ли» (межрегиональные сетевые компании (MPCK) и федеральная сетевая компания - ОАО «ФСК ЕЭС»),

Торговля на оптовом рынке электроэнергии ведется в трех секторах со своими условиями сделок купли-продажи и сроками поставки элек­троэнергии (Ворожихин В., 2013):

• рынок на сутки вперед;
• балансирующий рынок;
• регулируемые договора.

Особым видом товара является мощность. Ее покупатель имеет право требовать от продавца мощности поддерживать генерирующее обору­дование в состоянии готовности к производству электроэнергии (Системный оператор, [б.г.]). Около 80% всей обращающейся мощности тор­гуется на рынке, оставшиеся 20% поставляются по договорам для дальнейшей поставки рознич­ным потребителям. Оптовый рынок мощности имеет огромное значение для генерирующих компаний, обеспечивая им около 40% общей го­довой выручки.

До сентября 2015 года в России предполага­лось провести первый долгосрочный конкурент­ный отбор мощности (ежегодный, с началом поставки через четыре года); при этом запуск долгосрочного рынка мощности уже несколько раз переносился. Однако конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2015 год выявил значи­тельный профицит мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Значит, в системе наблюдаются просчеты планирования в предыдущий период; ситуацию также усугу­бляют сложившиеся и нерешенные проблемы отрасли. При таких условиях ввод системы дол­госрочного КОМ вновь оказывается под вопро­сом: будут ли стороны готовы брать на себя обя­зательства и нести риски на четыре года вперед? Будут ли нужны новые мощности через четыре года?

Согласно данным Минэнерго РФ, по ито­гам 2015 года общая установленная мощность генерирующих объектов в России увеличилась до 243,19 ЕВт, или на 1,22%, в том числе 235,31 EBt - установленная мощность электростанций ЕЭС России (68,2 % - тепловые электростанции (ТЭС), 20,6% - гидроэлектростанции (ЕЭС), 11,2% - атомные электростанции (АЭС)). Ввод нового генерирующего оборудования в России составил 4,8 ЕВт и был осуществлен посред­ством реализации механизма договора на по­ставку мощности (ДПМ) преимущественно за счет ТЭС (76% в общей структуре ввода, из последних 61% - с использованием ДПМ). За счет АЭС введено 18% мощности. Оставша­яся часть приходится на вводы вне ЕЭС России (2,9%), ЕЭС (2,1%) иВИЭ (1,1%).

Кроме того, 317 МВт (или 10,8% прироста мощности) было введено за счет модернизации действующих мощностей. Модернизация гене­рирующего оборудования позволила снизить удельные расходы на отпуск электрической энергии с 319,8 г.у.т./кВт-ч в 2014 году до 317,6 г.у.т./кВт-ч в 2015 году. Достигнутые показатели являются минимальными за последние пятнад­цать лет. В стоимостном выражении экономия топлива составила более 3,5 млрд руб. от уровня 2014 г. (ТЭК России 2016).

В 2015 г. из эксплуатации было выведено 2,4 ГВт установленной на начало года мощ­ности, или 1,0%. Доля обязательных к приоб­ретению мощностей на КОМ составила 18% от спроса, что создает дополнительную нагрузку на потребителя. В ближайшие годы данная нагрузка будет только возрастать (уже запланирован ввод новых мощностей, вывод старых ограничен, а значительных темпов эко­номического роста до 2020 года не ожидается). Рост регулируемой доли приводит к снижению степени конкуренции, постепенно отдаляя от­расль от рыночного определения цены и воз­вращая ее к государственному регулированию. В такой ситуации ввод дополнительного меха­низма привлечения инвестиций по гарантиро­ванной в будущем цене может еще больше усу­губить сложившиеся проблемы (Долматов И., Золотова И., 2015).

В 2015 году производство электроэнергии в России составило 1049,9 млрд кВт-ч, в том числе 1026,9 млрд кВт-ч в рамках ЕЭС России, что на 0,2% выше показателя 2014 года (табл. 1) (Черезов А. В., 2016). В рамках ЕЭС России по итогам 2015 г. пре­вышение производства электро­энергии над ее потреблением со­ставило 18,6млрд кВт-ч (или 1,8%), что на 0,7 п.п. выше показателя 2014 года. В результате на 23,8% был увеличен экспорт электроэнер­гии (табл. 2) (Аналитический центр [б. г]).

Основное внимание в развитии электросетевого хозяйства было направлено на повышение эф­фективности работы электросете­вых компаний, развитие конкурентной среды и снижение неплатежей. Для сокращения опе­рационных и удельных расходов был пересмо­трен уровень потерь территориальных сетевых организаций и утверждена методика определе­ния операционных расходов на базе сравнитель­ного анализа (Приказ 2015).

К одним из наиболее противоречивых не­достатков российской электроэнергетики можно отнести перекрестное субсидирование. В 1990-х годах государство использовало его как социальную меру, сохранилось оно и сегодня, с одной стороны, позво­ляет населению экономить на затратах на электроэнергию, а с другой - тяжелым бременем ложится на плечи промышлен­ных предприятий и, таким образом, тор­мозит развитие экономики страны в це­лом. Промышленность, средние и малые компании фактически платят за населе­ние, а это негативно сказывается на про­изводственном потенциале России и ко­нечных ценах на товары и продукты.

Еосударство не раз предпринимало попытки устранить ценовой перекос в электро­энергетике, являющийся причиной существова­ния перекрестного субсидирования, желанные результаты не были достигнуты. Соответствую­щие меры по различным причинам отменялись или так и остались на уровне пилотного про­екта. Таким образом, решение проблемы пере­крестного субсидирования затянулось, а про­мышленные предприятия вынуждены искать способы самостоятельно справиться с искус­ственным ценовым перекосом в электроэнер­гии. К таким способам относятся строительство собственных генерирующих мощностей и ча­стичный или полный уход с рынка электроэнер­гии (Кривошапка И., 2013).

Новизна данного исследования состоит в том, что мы обосновали переход на собствен­ную генерацию на примере четырех компаний различных отраслей и их присутствие на рынке электроэнергии.

Перекрестное субсидирование в электроэнергетике

Классическими примерами отраслей, где распространено перекрестное субсидирование, являются электроэнергетика, газо- и водоснаб­жение, железнодорожный транспорт, т. е. сфе­ры с естественной монополией. Перекрестное субсидирование в электроэнергетике - это ме­ханизм распределения нагрузки по оплате элек­троэнергии между различными потребителями. При перекрестном субсидировании в качестве «доноров» выступают крупные и средние про­мышленные предприятия, одновременно не­сущие основную нагрузку в экономике регио­нов, а в роли получателей льготы - население и бюджетные учреждения. В результате одни группы потребителей электроэнергии вынуж­дены оплачивать часть электроэнергии, потре­бленной другими потребителями (Трачук А. В., Линдер Н. В., 2017). Помимо тарифной дис­пропорции между потребителями, существует перекрестное субсидирование между опреде­ленными видами хозяйственной деятельности. Например, между производством электриче­ской и тепловой энергии или выработкой и пе­редачей тепла (Гительман Л. Д., 2013).

В России данный механизм был введен в 1990-х годах, данная мера позволяла защитить малообеспеченные слои населения от резкого повышения цен на электроэнергию в услови­ях галопирующей инфляции. В то время в раз­личных регионах страны были введены тари­фы, которые не отражали реальную стоимость электроэнергии. Население потребляет электро­энергию неоднородно. Так, существует катего­рия граждан, потребление которых превышает усредненную норму в несколько раз.

Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике приводит статистику, в те­чение 2008-2015 годов уровень перекрестного субсидирования демонстрирует положительную динамику (рис. I). В 2015 году перекрестное субсидирование составило 281 млрд руб.

Перекрестное субсидирование приводит к тому, что соотношение цен на электроэнергию для промышленности и населения искажается, к примеру, вплоть до 2015 года стоимость элек­троэнергии для промышленных потребителей выше, чем стоимость электроэнергии для насе­ления (рис. 2).

В действительности цена на электро­энергию для оптовых покупателей должна быть ниже, чем для розничных, поскольку при поставках для населения электроэнер­гия проходит многочисленные уровни транс­формации до низкого напряжения, в сетевой инфраструктуре возникают технологические потери. В то же время промышленные потре­бители, как правило, присоединены на высоком, среднем первом и среднем втором уровнях напряжения, то есть электроэнергия проходит меньше уровней трансформации, и технологи­ческих потерь меньше (Арузманов П., 2013).

Если сопоставить цену на электроэнергию для отечественных предприятий и предприятий в других странах, можно увидеть, что в Вели­кобритании соотношение цен «промышленный потребитель/население» составляет 0,56, в США еще меньше - 0,48 (рис. 3).

От перекоса цен на электроэнергию в Рос­сии особенно уязвимы электроемкие промыш­ленные предприятия, к таковым можно отнести химическое и металлургическое производства. Для последних уровень перекрестного субсиди­рования в средневзвешенной цене на электро­энергию превышает 12%.

Для обеспечения гармоничного развития российского энергорынка необходимо решить следующие задачи:

• снизить объем перекрестного субсидирова­ния;
• оптимизировать структуру перекрестного субсидирования, изменить его механизм для обеспечения адресной поддержки соци­ально незащищенных категорий населения (Королев И. А., Хабачев Д., 2013).

Для решения проблемы перекрестного суб­сидирования пытались ввести социальную нор­му потребления для всех регионов, за исключе­нием технологически изолированных от единой энергосистемы. При этом тариф на электро­энергию формировался следующим образом: за электроэнергию в пределах нормы потреби­тель платил за потребленный объем по льгот­ному тарифу, за сверхнормативное потребление - по повышенному тарифу, который мог пре­вышать льготный на 40% (Павлов Н.П., 2013). Вне зависимости от уровня получаемых доходов население одного региона платило одинаковый льготный тариф, что не учитывает уровень обе­спеченности потребителей (Селляхова О., 2012).

В 2013 году социальные нормы потребления электроэнергии были введены как пилотный проект в шести регионах, чтобы определить, насколько эффективной может быть данная мера. За эксперимент отвечали Министерство электроэнергетики и Министерство строитель­ства Российской Федерации, контролирующим органом стала Счетная палата. Основную задачу определили как снижение перекрестного субси­дирования.

По результатам Счетная палата охарактери­зовала результативность эксперимента как низ­кую. В Красноярском крае и Орловской области был отмечен рост среднедушевого потребления электроэнергии в 2013-2015 годах. Следователь­но, население имело слабую мотивацию к энер­госбережению. По данным Федеральной анти­монопольной службы, за 2012-2015 годы общая сумма перекрестного субсидирования увеличи­лась у всех участников пилотного проекта.

Итог эксперимента оказался неудачным по разным причинам. Так, в Республике Коми эксперимент был остановлен, поскольку нача­лась полярная ночь, когда потребление электро­энергии населением традиционно возрастает. В Омской области и в Калмыкии спрогнозирова­ли, что появление социальной нормы приведет к общественным протестам, в связи с чем ре­шили отказаться от эксперимента. В Хабаров­ском крае отказ объяснили тем, что более 20% населения края проживает в многоквартирных домах, куда горячая вода подается только зимой, в отопительный период, поэтому в межсезонье тратится больше энергии на подогрев воды. Правительство Ленинградской области заяви­ло, что не видит в нововведении экономической целесообразности, поскольку придется заново проводить расчеты не только для квартир с газо­выми и электрическими плитами, но и для обще­домового имущества: имеется в виду освещение лестничных клеток, работа лифтов (Зыкова Т., 2016). Субъектам Российской Федерации было предоставлено право самостоятельно принимать решение о том, целесообразно ли применять со­циальную норму потребления электроэнергии в расчетах за коммунальные услуги по снабже­нию электроэнергией (Постановление 2014).

Тем не менее нельзя однозначно говорить о том, что попытки ликвидировать перекрестное субсидирование не приносят результатов. Так, существенным шагом стало закрепление самого понятия (Федеральный закон 2003). Также в не­которых регионах сокращается один из меха­низмов его обеспечения - договора «последней мили» (Володин Ю. В., Линдер Н.В., 2017).

Когда с оптового рынка электроэнергии и мощности на региональном уровне уходил хотя бы один крупный участник, доля пере­крестного субсидирования, включенная в тариф на электроэнергию и оплачиваемая данным потребителем, распределялась на оставшихся игроков. В результате увеличивалась конеч­ная цена на электроэнергию для малого биз­неса и сельскохозяйственных предприятий. Для предотвращения такой ситуации с выходом оптового потребителя электроэнергии, приняв­шего решение покинуть систему, обязывали заключать договор на передачу электрической энергии не только с Федеральной сетевой ком­панией, управляющей магистральными сетями, но и с предыдущей региональной распредели­тельной компанией, которой федеральная ком­пания отдавала часть оборудования в аренду на границе сетевого хозяйства потребителя. В результате, по данным Минэнерго России, объем перекрестного субсидирования, при­ходящийся на договоры «последней мили», в 2013 году составлял 58 млрд руб.

Государство, равно как и потребители, за­интересовано в оптимизации издержек поддер­жания генерирующих мощностей в рабочем со­стоянии, снижении стоимости электроэнергии, обновлении и более рациональном использова­нии существующих сетей электроэнергии. Цен­трализованное производство электроэнергии будет продолжать играть важную роль в обозри­мом будущем (РяпинИ., 2013 б; Журавлева С. H., Попов К. А., Лисицын И. М., 2014).

Если рассмотреть негативные последствия, к которым приводит существование перекрест­ного субсидирования, то можно выделить не­сколько факторов. Во-первых, промышленные предприятия так или иначе закладывают пере­плату в стоимость произведенной продукции. Во-вторых, при перекрестном субсидировании отсутствует дифференцированный подход, по­этому в категорию социально незащищенных автоматически попадают и те, кто не нуждается в льготах, но получает от субсидирования наи­большую выгоду. В-третьих, в условиях конку­рентного рынка обремененный излишней фи­нансовой нагрузкой потребитель будет искать другого поставщика. И наконец, из-за дополни­тельной финансовой нагрузки предприятия ли­шаются свободных средств, которые могли бы быть направлены на модернизацию производ­ства и в конечном итоге привести к росту нало­гооблагаемой базы (Ряпин И., 2013а).

Оценивая негативные последствия пере­крестного субсидирования, экономисты говорят о снижении объемов промышленного произ­водства на 3,6%. По оценке НП «Совет рынка», объем годовой дополнительной нагрузки на все промышленные предприятия составляет око­ло 80 млрд руб. Основная часть перекрестного субсидирования содержится в тарифах на услу­ги по передаче электроэнергии по распредели­тельным сетям. Для крупных потребителей это существенная часть цены на электроэнергию. Контроль за тарифами распределительных се­тей возложен на органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

Для потребителей, которые располагаются в пределах одного субъекта страны и принад­лежат к группе потребителей, для которых за­конодательно устанавливается дифференциация тарифов на электроэнергию и мощность, вне зависимости от того, какая сетевая организация их обслуживает, тарифы устанавливаются на од­ном уровне и называются котловыми тарифами.

Существует две базовые модели применения котловых тарифов:

• Котел сверху. «Энергосбыт», собрав с по­требителей плату за электроэнергию, оплачивает электрогенерацию, удержива­ет часть, приходящуюся на сбыт, отдает оставшуюся сумму котлодержателю - се­тевой компании, которую назначает служ­ба по тарифам (MPCK). Котлодержатель, в свою очередь, распределяет полученную сумму между другими сетевыми компани­ями региона, участвующими в технологи­ческой цепочке доставки электроэнергии в строго установленном порядке. Таким об­разом, котлодержатель - единый финансо­вый центр, который несет ответственность за поступление денег сетевым компаниям.
• Котел снизу. «Энергосбыт» собирает с по­требителей плату за электроэнергию, опла­чивает генерацию электроэнергии, удержи­вает часть, приходящуюся на сбыт, отдает сетевую часть той сетевой компании, к ко­торой подключен потребитель-плательщик.

Данная компания должна рассчитаться со всеми другими сетевыми компаниями, стоящими в технологической цепочке до­ставки электроэнергии. Такая модель суще­ствует после реформы РАО ЕЭС в 2008 году, она не дает преимуществ для энергосис­темы.

При утверждении тарифов единые (котло­вые) тарифы должны соответствовать предель­ным максимальным и минимальным уровням тарифов на услуги по передаче электрической энергии, установленным ФАС России. В част­ности, на 2016 год предельные уровни уста­новлены приказом ФАС России от 29.12.2015 №1342/15.

Изменение механизма перекрестного субси­дирования вызвано тем, что после разделения региональные АО энергетики и электрифи­кации, крупные потребители, подключенные к магистральным сетям Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), перешли на обслуживание распределитель­ных сетевых компаний (РСК), но при этом стремились вернуться к ЕНЭС, так как ее та­рифы были значительно ниже. Это повлекло за собой необходимость введения в 2007 году механизма аренды «последней мили». ЕНЭС передавала PCK в аренду объекты электросете­вого хозяйства, к которым были присоединены крупные потребители, и в результате крупные потребители могли заключать договор на услу­ги по передаче электроэнергии только с РСК. Изначально предполагалось, что эта мера бу­дет действовать только до 1 января 2011 года, но в 2010 году действие данного механизма было продлено.

Еще один значимый механизм перекрестного субсидирования реализует­ся как перераспределение тарифной выручки меж­ду уровнями напряжения и группами потребителей. В настоящее время установ­лены отдельные (понижен­ные) тарифы по передаче электроэнергии для группы потребителей «Население и приравненные к нему по­требители», сумма недопо­лученной выручки распре­деляется между остальными группами. Сумма перекрест­ного субсидирования вклю­чается как в ставки на содер­жание сетей, так и в ставки на компенсацию потерь электроэнергии.

В настоящее время большинство исследова­телей выделяют следующие виды перекрестного субсидирования:

• регулируемые договоры;
• межтерриториальное субсидирование;
• аренда «последней мили»;
• перераспределение необходимой валовой выручки в ставке на содержание;
• перекрестное субсидирование между одно­ставочным и двухставочным тарифами на высокое напряжение (Трачук А. В., Лин­дер В., 2017; Селляхова О., 2012; Ряпин И., 2013а).

В работе рассчитана общая сумма перекрест­ного субсидирования за 2011-2015 годы с раз­бивкой по видам (Трачук А. В., Линдер Tl. В., Золотова И.Ю. и др., 2017) (табл. 3).

Таким образом, за последние пять лет объ­емы перекрестного субсидирования удалось снизить на 6,92 млрд руб., или на 2%. В основ­ном это произошло за счет сокращения объемов переплаты потребителями «последней мили» (на 37,9 млрд руб., или в 3,5 раза). Также объем перекрестного субсидирования в ставке на опла­ту потерь электроэнергии снизился на 4,32 млрд руб., или на 14,8%.

К негативным тенденциям следует отнесли увеличение объемов перекрестного субсиди­рования, осуществляемого через регулируемые договоры на электроэнергию и мощность, на 11,2млрд руб., или 18,3%, и предельной ве­личины перекрестного субсидирования, «зало­женного» в сетевые тарифы, на 24,1 млрд руб., или 11,7%.

Таким образом, стоимость электроэнергии для промышленных предприятий продолжает расти, в связи с чем некоторые компании при­нимают решение полностью или частично от­казаться от потребления электроэнергии из цен­трализованного источника и начать собственную электрогенерацию.

Методология моделирования перехода на собственную генерацию электроэнергии

Для того чтобы ответить на вопрос, явля­ется ли экономически оправданным для про­мышленных предприятий различных отраслей переход на собственную генерацию электро­энергии при сложившемся и прогнозируемом уровне цен на электроэнергию с учетом пере­крестного субсидирования и при условии его полного сокращения, мы рассчитали среднюю цену 1 кВт-ч в этих двух условиях, используя данные об известных объемах перекрестного субсидирования. Результаты, рассчитанные на основе данных Росстата, представлены в табл. 4 (Российский статистический ежегод­ник, 2016).

В 2015 году стоимость 1 кВт-ч для промыш­ленных предприятий разных отраслей варьирова­ла. Поскольку мы не располагаем статистически­ми данными об объемах потребления и уровне цен на электроэнергию за 2016-2017 годы, мы представим прогнозные величины, как и данные до 2021 года. Для прогнозирования необходи­мых показателей мы используем метод наимень­ших квадратов, который позволяет построить прогноз на основе имеющихся данных и являет­ся одним из наиболее простых методов, дающих точные результаты. Горизонт планирования со­ставляет 4 года (без учета 2016 и 2017 годов).

Согласно Д. Китчину, существуют кратко­срочные экономические циклы продолжитель­ностью 3-4 года, поскольку, согласно совре­менной экономической теории, информация, влияющая на принятие компаниями решения о существенном сокращении или же увеличе­нии объема производства, запаздывает по вре­мени. Следовательно, сложившийся средний уровень производства, а значит, и потребления электроэнергии на предприятиях отрасли сохра­нит прежнюю динамику примерно на 3-4 года, именно поэтому мы выбрали такой период про­гнозирования.

Для того чтобы определить экономическую целесообразность строительства собственной электростанции при потребности в электроэнергии не более 25 МВт, что позволило бы постро­ить мини-ТЭЦ, проведем расчет стоимости элек­троэнергии на 1 кВт-ч и сравним полученный результат со стоимостью электроэнергии, за­купаемой на оптовом рынке для пяти компаний различных отраслей. Информацию о необходи­мой установленной электрической мощности для компаний мы взяли из доступных источни­ков, после чего провели расчет сроков окупае­мости проектов по строительству собственных электростанций и сравнили их значения для от­раслей с целью выявить наиболее привлекатель­ные отрасли для строительства мини-ТЭЦ.

Мы рассчитали показатели для ОАО «Урал­электромедь», для других компаний данные рас­считываются аналогичным образом. В качестве кейсов для сельскохозяйственной отрасли рас­считывались данные для агрокомплекса «Горь­ковский», где потребность в электроэнергии со­ставила 3 МВт, в отрасли оптовой и розничной торговли - для ООО «Лента» с потребностью в электроэнергии 11 МВт, в отрасли связи - ФГУП «Российская телевизионная радиопере­дающая сеть» с потребностью 8 МВт.

ОАО «Уралэлектромедь» - головное пред­приятие цветной металлургии в составе ОАО «Уральская горно-металлургическая компания». Основными видами деятельности являются:

• добыча медной руды;
• производство черновой меди;
• производство катодов медных;
• производство медного электролитического порошка и изделий из него;
• производство медного купороса и никеля сернокислого;
• производство золота и серебра в слитках, концентрат металлов платиновой группы, селена, теллура;
• производство сплавов на свинцовой основе.

Одна из производственных площадок компа­нии находится в городе Верхняя Пышма Сверд­ловской области, потребность в электроэнергии составляет 25 МВт (АО «Уралэлектромедь», [б. г.]). Для постройки собственной генерации на предприятии необходимо произвести под­ключение к источнику топлива. В качестве то­плива мы выбрали природный газ как наиболее распространенный вид топлива для собствен­ных электростанций.

В России цена на природный газ значитель­но ниже мировых, в 2015 году цена составила 5,5 руб. / м3, за предыдущий год она выросла на 8%. Так как в себестоимости электроэнергии, выработанной на объектах собственной генера­ции на предприятии, большую часть составля­ет стоимость газа, то при увеличении его цены себестоимость электроэнергии также будет воз­растать. При постройке собственной электро­станции предприятие должно будет нести по­стоянные эксплуатационное затраты, размер которых не зависит от количества вырабатыва­емой электроэнергии и тепла (заработная плата обслуживающего персонала, плановое обслужи­вание и ремонт и т. д.).

При расчете окупаемости мини-ТЭЦ важно учесть все затраты, которые будет нести соб­ственник в процессе работы газопоршневой электростанции. При расчете итоговой себе­стоимости производимой электроэнергии не­обходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, их транспортировку и тамо­женную очистку.

Данный расчет построим на примере элек­тростанции Guascor SFGM 560, так как сто­имость обслуживания газопоршневых элек­тростанций Guascor - одна из самых низких в России. При расчете использованы следующие исходные данные:

• Стоимость газа - 5500руб. с НДС за 1000 нм³, теплотворная способность - 33,5 МДж/нм³.
• Стоимость масла - 230руб. с НДС за 1 л.
• Курс евро - 63 руб./евро.
• 1 год - 8000 рабочих моточасов.
• Все цены даны с учетом НДС 18%.

Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат.

Затраты на газ. Расход газа для электро­станции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт составляет 278,01 нм³/ч при 100%-ной на­грузке. Затраты определяются по формуле:

FG / 1000 нм3  / P = 278,01× 5500 / 1000 / 1025 = 1,49 руб. на 1 кВт-ч,

где F - расход топлива заданной калорийно­сти; G - стоимость газа за 1000 нм³ с НДС; P - мощность.

Затраты на замену масла. В газопоршневой электростанции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт замену масла нужно проводить каждые 1250 моточасов (чаще всего) или реже, в зави­симости от условий эксплуатации. Объем масла на замену составляет 232 л. Для расчетов при­меним самый частый период замены - 1250 ч. Затраты на замену масла определяются по фор­муле:

LC / R / P =232×230 / 1250 / 1025= 0,041 руб. на 1 кВт-ч.

где L - объем меняемого масла; С - стоимость 1 л; R - регулярность замены.

Затраты на угар масла. Каждая газопорш­невая электростанция нуждается в пополнении масла, которое сгорает в камере сгорания га­зового двигателя. Расчетное количество мас­ла на угар составляет 0,2 г на выработанный 1 кВт-ч. Затраты на угар масла рассчитываются по формуле:

VC / 1000=0,2× 230 / 1000= 0,046 руб. на 1 кВт-ч, где V – объем масла на угар

Затраты на запасные части, включая ка­питальный ремонт. Для определения итого­вых затрат на запасные части следует учесть полную потребность в них в течение всего жизненного цикла газопоршневой электро­станции, включая капитальный ремонт. Пред­полагаемые затраты должны обеспечить бес­перебойное функционирование электростанции до и после капитального ремонта. Для элек­тростанции Guascor мощностью 1025 кВт стоимость всех запасных частей составляет 410000 евро с НДС и таможенной очисткой. Итоговая себестоимость запасных частей, отно­симая на себестоимость 1 кВт-ч, определяется по формуле:

SE / O / P = 410 000 × 63 руб. / 64 000 / 1025 = 0,39 руб. на 1 кВт-ч,

где S - стоимость запасных частей, евро; E - курс евро; О - ресурс до капитального ремонта, ч.

Затраты на услуги обслуживающей орга­низации, проводящей регламентные сервис­ные работы. Для расчета затрат на сервисные работы нужно использовать расценки органи­зации, сертифицированной заводом-изготовителем на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и проведение сложных работ.

При расчете мы учитываем, что все квали­фицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации, обладающий высокой квалификацией, имеющий дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять не­сколько миллионов рублей. Выполнение части сервисных работ силами персонала заказчика при условии специального обучения или до­полнительно нанятого персонала более высокой квалификации позволит снизить стоимость за­трат. Тем не менее базовый расчет будем про­водить в условиях, когда компания-заказчик не осуществляет сервисные работы самостоя­тельно.

Для электростанции Guascor SFGM 560 суммарные затраты на сервисное обслужива­ние, включая капитальный ремонт, составляют 48000 евро с НДС. Сервисная составляющая в себестоимости электроэнергии определяется по формуле:

ME / I / P = 48 000 × 63 / 64 000 / 1025 = 0,046 руб. на 1 кВт-ч.

где M - сумма затрат, включая капитальный ре­монт; I - межремонтный интервал.

Затраты на выплату налога на имущество. Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства ТЭЦ в размере 50 млн руб. за 1 МВт «под ключ». Затраты определяют­ся по формуле:

АT / 100 % / P / 8000 час / год = 50 000 000 × 2,2 / 100 / 1025 / 8000 = 0,13 руб. на 1 кВт-ч,

где А - стоимость строительства; T - налог, %,

Амортизационные от­ числения. Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируют­ся средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после вы­работки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 - 300 000 моточасов). Затраты определя­ются по формуле:

А/ W / P = 50 000 000 / 240 000 / 1025 = 0,2 руб. на 1 кВт-ч,

где W- полный ресурс.

Поправка за счет утилизируемого тепла. Параллельно с выработкой электрической энер­гии каждая электростанция мощностью 1025 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1325 кВт-ч. Для производства такого же количества тепла в котельной по­требовалось бы сжечь 140 нм³ газа теплотвор­ной способностью 33,5 МДж/нм³. Таким обра­зом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя каждая электростанция экономит: 140×5500 / 1000 / 1025 = 0,751 руб. на 1 кВт-ч.

Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электро­энергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утили­зации тепла:

• без учета утилизируемого тепла: 1,49 руб. + 0,041 + 0,046 + 0,37 + 0,046 + 0,13 + 0,2= 2,323 руб. на 1 кВт-ч;
• с учетом утилизируемого тепла: 1,49 руб. + 0,032 + 0,036 + 0,28 + 0,033 + 0,08 + 0,12– 0,751 = 1,32 руб. на 1 кВт-ч.

Расчет срока окупаемости. Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети. Если на объ­екте нет централизованного электроснабжения в полном объеме, необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (под­ключение, трасса, лимиты и т. д.). На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть выше, чем стоимость строительства мини-ТЭЦ. Поэтому окупаемость проекта на­ступает сразу по факту включения мини-ТЭЦ в работу, с каждым выработанным киловаттом в час собственник получает дополнительную прибыль.

Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети. Если на объекте уже организовано полное внеш­нее электроснабжение и ТЭЦ рассматривается только как средство снизить затраты на электри­чество, необходимо сравнить затраты на произ­водство и покупку электроэнергии.

В 2017 году при средней стоимости покуп­ки электроэнергии от сетей в размере 2,027руб. с НДС за 1 кВт-ч для компании, занятой в про­мышленном производстве, экономия при выра­ботке I кВт-ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:

N – F = 2,02–1,34= 0,681 руб. на 1 кВт-ч,

где N - стоимость электроэнергии от сетей; F - стоимость производимой электроэнергии в 2017 году.

При строительстве электростанции электри­ческой мощностью I МВт и при равномерной полной загрузке мощностей в 2017 году удастся сэкономить:

H × 8000 час / год × P = 0,681 × 8000 × 1025 = 5 583 300 руб.,

где H - экономия в расчете на 1 кВт-ч.

Для определения стоимости 1 кВт-ч при соб­ственной генерации на 2018 и последующие годы стоимость электроэнергии в 2017 году корректировалась на уровень инфляции по про­гнозу Министерства экономического развития Российской Федерации, аналогично стоимость рассчитывалась для последующих периодов.

Как показали расчеты, для компании в сфе­ре промышленного производства экономия на электроэнергии при строительстве собствен­ной электростанции и при перекрестном субси­дировании наступает в 2017 году, при полной от­мене перекрестного субсидирования экономия меньше почти в 2 раза, но также положительна уже в первый год работы станции.

Также необходимо рассчитать период окупа­емости собственной электростанции. В настоя­щий момент средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет от 75 млн руб. за 1 МВт в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.

Таким образом, при полной загрузке элек­трических мощностей и утилизации тепла срок окупаемости одной ТЭЦ может рассчитываться как частное от деления суммы вложенных инве­стиций на экономию за год.

Результаты расчетов

Для компании ОАО «Уралэлектромедь» срок окупаемости составил 13 лет при пере­крестном субсидировании и 30 лет при его полном отсутствии. Аналогичным образом показатели были рассчитаны для других ком­паний. В ряде отраслей (сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, транспорт и связь) экономия на строительстве собственной элек­тростанции наибольшая, наименьший срок окупаемости инвестиций: 6 и 10 лет для ком­пании сельскохозяйственной отрасли, 6 и 9 лет для компании в отрасли «Транспорт и связь» при перекрестном субсидировании и в случае его отсутствия.

Наибольший срок окупаемости определен для компании в строительной отрасли (17 и бо­лее 30 лет при наличии и отсутствии перекрест­ного субсидирования соответственно), в оптовой и розничной торговле (более 30 лет при наличии и отсутствии перекрестного субсидирования). Объем экономии на 1 кВт-ч для различных от­раслей представлен в табл. 5 (Российский стати­стический ежегодник, 2016).

При постройке собственной генерации осо­бое внимание стоит уделить вопросам надежно­сти электроснабжения: возникновение нештат­ной ситуации или проведение планового ремонта может вывести объект собственной генерации из строя, сбои в генерации электроэнергии и, как следствие, сбои в операционной деятельно­сти предприятия. Для решения этой задачи необ­ходимо либо рассчитывать постройку генерации с определенным резервом, либо предпринимать меры для подключения к внешним источникам электроснабжения, энергия которых не будет ис­пользоваться в условиях нормального режима работы собственной генерации.

Одной из причин, по которой себестоимость электроэнергии, выработанной на объектах соб­ственной генерации на предприятии (мобильной газотурбинной электростанции или мобильной газопоршневой электростанции) ниже, чем элек­троэнергии, приобретаемой либо у поставщика электроэнергии, либо на оптовом рынке электро­энергии и мощности ОРЭМ, является то, что по­требителю не нужно оплачивать услуги по пере­даче электрической энергии (плата за транспорт) и сбытовую надбавку поставщика. Стоит отме­тить, что услуги на передачу и сбытовая надбав­ка могут составлять до 60% от конечного тарифа на электроэнергии для предприятий.

Выводы и рекомендации

Собственная генерация электроэнергии дает владельцу электростанции возможность про­давать излишки выработанной электроэнергии другим потребителям на розничном рынке элек­троэнергии по договорной цене.

Несмотря на то что использование собствен­ных генерирующих мощностей на сегодняшний день является весьма привлекательным спосо­бом обеспечения предприятия электроэнергией, для ряда отраслей нельзя однозначно считать строительство собственных станций выгоднее покупки электроэнергии.

Наличие нескольких составляющих, из кото­рых складывается конечная цена на электроэнер­гию для оптовых участников оптового рынка, ве­дет к тому, что формирование цены непрозрачно, привлечение государством необходимых инве­стиций для поддержания электростанций и сетей передачи электроэнергии могут приводить к си­туации, когда бизнесу выгоднее искать альтерна­тивные методы энергообеспечения.

Тем не менее позитивная тенденция, свя­занная с сокращением перекрестного субсиди­рования, становится положительным сигналом для компаний, на сегодняшний день разница в цене генерации электроэнергии и покупки ее на ОРЭМе такова, что можно рекомендовать компаниям продолжить закупать электроэнер­гию на рынке или же искать более приемлемые способы энергообеспечения, но не строить соб­ственную электростанцию, которая могла бы полностью обеспечивать компанию электро­энергией.

Как показали расчеты, для компаний различ­ных отраслей срок окупаемости строительства собственной электростанции может отличаться, в связи с чем прежде всего необходимо учитывать, какой деятельностью занимается предприятие. В расчетах учитывалась минимально возможная стоимость строительства электростанции, если оборудование окажется дороже или появятся дру­гие дополнительные затраты, срок окупаемости увеличится. Более того, строительство собствен­ной электростанции требует больших инвестиций (а значит, их нужно будет изъять из производ­ственной цепочки), привлечения дополнительного финансирования. В сложившейся кризисной ситу­ации данный фактор способен привести к сниже­нию платежеспособности компании, ухудшению финансовой устойчивости.

Компании, планирующие строительство соб­ственных генерирующих мощностей на практи­ке, могут не добиться желаемого положительно­го эффекта по следующим причинам:

• Уровень напряжения для подачи электро­энергии был неверно согласован в договоре оказания услуг. Данный фактор существен­ным образом влияет на величину тарифа по передаче электроэнергии;
• Схема присоединения объекта генерации электрической энергии к электрическим се­тям была разработана некорректно;
• Возможны юридические «барьеры», свя­занные с оформлением сбыта электроэнер­гии, произведенной на объекте собственной генерации, прочим потребителям;
• В связи с публичностью договора техноло­гического присоединения объекта по произ­водству электрической энергии возможны правовые коллизии;
• Законодательно запрещено совмещение ви­дов деятельности в пределах ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности;
• Существуют тарифные ограничения на реа­лизацию электрической и тепловой энергии потребителям, в том числе входящим в одну группу лиц, в энергосистемах, не имеющих соединения с Единой энергосистемой Рос­сии и не относящихся к технологически изолированным энергетическим системам.

Все перечисленные выше пункты не имеют правового значения, если объект по производ­ству электрической энергии создается исклю­чительно для собственных нужд предприятия и не требует синхронизации с внешней энер­госистемой. Тогда потребитель берет на себя полный контроль и ответственность за процесс производства, передачи, распределения и по­требления электрической энергии, а также са­мостоятельно несет правовые риски, связанные с эксплуатацией опасных производственных объектов.

Несмотря на определенные сложности, доля распределенной генерации электроэнергии в России продолжает расти. В целом, опыт пред­приятий, внедряющих собственную генерацию, позитивен. К примеру, компания «Лукойл - За­падная Сибирь» построила объекты собствен­ной генерации по причине дефицита трансфор­маторной мощности, необходимости повысить надежность электроснабжения, снизить себе­стоимость производимой продукции. Спустя не­сколько лет после установки и запуска объекта экономия на электроэнергии составила 530млн руб. Компания рассчитывает, что в дальнейшем удастся сэкономить еще больше.

ОАО «НЛМК» отметила, что в 2014 году были запущены и работают объекты генерации: ТЭЦ НЛМК, газотурбинная расширительная станция и утилизационная ТЭЦ. Благодаря инвестици­онной программе НЛМК за 1999-2014 годы мощность объектов собственной генерации до­стигла 275 МВт, таким образом, обеспеченность собственной электроэнергией составила 54%, снижение удельного потребления энершресурсов на тонну стали - 19 %, вторичные топливные газы составляют 90% от общего объема топлива. Нa начальном этапе компания столкнулась с ря­дом трудностей. Более двух лет потрачено на за­ключение договора технического присоединения с MPCK и передачу соответствующих полно­мочий в ФСК ЕЭС. Уже в ходе строительства утилизационной ТЭЦ появился проект поста­новления правительства РФ об обязательности работы всех станций мощностью более 25 МВт на оптовом рынке электроэнергии, в финальной редакции постановления были определены ис­ключения, которым соответствуют блок-станции промышленных потребителей, утилизирую­щих вторичные энершресурсы (Постановление 2010). Также определенные проблемы были свя­заны с длительностью процедур согласования с различными органами и сложностью оформле­ния документов: на согласование топливного ре­жима на природный газ потребовалось два года, УТЭЦ потрачено на сдачу объекта надзорным органам и подготовку всех документов, необхо­димых для регистрации права собственности, - еще 1,5 года после запуска.

Далеко не все проекты распределенной энер­гетики дают тот экономический эффект, на ко­торый они были рассчитаны. Основная причина просчетов при реализации проекта по переходу на собственную генерацию - отличие фактиче­ских значений от целевых по следующим кате­гориям: загрузка оборудования, режимы работы, стоимость эксплуатации, стоимость строитель­ства и длительность инвестиционной фазы.

Важно понимать, что на первых этапах реа­лизации проекта глубина проработки напрямую влияет на финансовый и технический результаты. Стоимость технической проработки проекта на на­чальной стадии его реализации составляет при­мерно 1,5-2,0% капитальных затрат на строитель­ство объекта. Однако именно этот этап определяет экономическую и техническую эффективность всего проекта собственной генерации. Бизнес- идею надо прорабатывать с учетом нескольких составляющих: в стоимости электроэнергии от 40 до 60% занимает сетевая составляющая; стои­мость электроэнергии с генераторов включает в себя оплату ДПМ, то есть инвестиционную со­ставляющую; КПД энергосистемы - 36% (малые энергоустановки имеют КПД более 40%); объем сбыта тепла в энергосистеме составляет 30-40%, при строительстве собственной генерации его можно довести до 70-75%. Срок окупаемости строительства новых мощностей в энергосистеме РФ - не менее 7-10 лет при доходности не выше 14%. Соответственно, даже успешный проект по созданию собственной генерации ухудшает финансовую отчетность предприятия.

Существенное влияние на выбор генериру­ющего оборудования оказывает эффективность энергосистемы в каждом районе, что связано с большой территориальной протяженностью территории РФ и разнообразием климатических и географических условий. Все это приводит к необходимости корректного выбора основного генерирующего оборудования.