Круглый стол газеты ЭПР "Актуальные проблемы в электросетевом комплексе России"
16.12.2020
Актуальные проблемы в электросетевом комплексе России
Тема номера Материал подготовили Ирина КРИВОШАПКА, Елена ВОСКАНЯН 
205
В энергетике идет напряженная интеллектуальная работа. Тому причиной не только пандемия, хотя многие эксперты именно с ней связывают нарастающие как снежный ком проблемы.Вероятно, отрасль не была готова к таким ударам, как сокращение доходов энергокомпаний, новые директивы по переходу на отечественное ПО, планы по цифровизации и сохранение «болевых» точек – перекрестки и тарифных споров. Однако проблемы надо решать, и эксперты знают каким образом. И даже уверены, что отечественная отрасль может пройти эту проверку гораздо легче, чем в других странах. Этот круглый стол «ЭПР» посвящен ситуации в электросетевом комплексе РФ, проблемам, трендам и перспективам.
— Как бы вы оценили ситуацию в электросетевом комплексе РФ? Какие тренды влияют на его функционирование?
Борис Файн:
«Электросетевой комплекс является важнейшей инфраструктурной отраслью, задачей которого является обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей по доступным тарифам. В 2013 году Правительством России была принята Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации на период до 2030 года. За период времени, прошедший с начала ее реализации, удалось добиться ряда положительных сдвигов в состоянии электросетевого комплекса, в частности: улучшились показатели надежности энергоснабжения потребителей; снизилась раздробленность электросетевого комплекса (количество ТСО в стране сократилось с более чем 3 тысяч до 1,6 тысячи организаций); реализован ряд крупных проектов по развитию электросетевой инфраструктуры; существенно улучшилась ситуация с технологическим присоединением к сети новых потребителей, что нашло свое отражение в усилении позиции Российской Федерации в рейтинге Всемирного банка Doing Business по показателю «Подключение к системе электроснабжения» (до 7-го места по итогам 2019 года).
В то же время в отрасли сохраняется ряд проблем.
Это неснижающиеся объемы перекрестного субсидирования в структуре тарифов на передачу электроэнергии (величина перекрестного субсидирования оценивается в объеме около 240 миллиардов рублей в год). Это приводит к избыточной тарифной нагрузке на промышленных потребителей и снижению их конкурентоспособности. В результате промышленным потребителям оказывается экономически выгодным развивать собственную генерацию с уходом от централизованного энергоснабжения.
Рост просроченной задолженности перед сетевыми организациями со стороны гарантирующих поставщиков, что приводит к дефициту финансовых средств и задержкам реализации инвестиционных программ.
Недостаточные темпы консолидации электросетевого комплекса при том, что по-прежнему сохраняется достаточно большое количество неэффективных мелких сетевых организаций и бесхозяйных электросетевых объектов (темпы консолидации снизились в последние три года ввиду исчерпанности административных механизмов проведения и отсутствия необходимых экономических стимулов консолидации).
По-прежнему достаточно высок уровень износа электросетевого оборудования и сооружений, а также потерь электроэнергии в сетях при передаче.
Ключевыми перспективными трендами развития электросетевого комплекса станут цифровая трансформация электросетевого комплекса, развитие интеллектуальных энергетических систем, систем управления и учета энергопотребления; поэтапное сокращение перекрестного субсидирования за счет перехода к адресной поддержке социально незащищенных слоев населения; продолжение консолидации электросетевого комплекса при совершенствовании процедур и механизмов ее проведения (усиление критериев отнесения владельцев электросетевого имущества к ТСО, внедрение экономических стимулов для ухода с рынка неэффективных ТСО; уточнение порядка учета при формировании тарифов расходов на консолидацию и получаемых эффектов, предварительная оценка тарифных последствий мероприятий по консолидации); внедрение метода сравнения аналогов (эталонного метода) в практику регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии».
Николай Парфентьев:
«Ситуация, связанная с COVID-19, лишний раз показала отсутствие альтернатив у курса на цифровую трансформацию сетевого комплекса, который был определен ранее. Только благодаря тому, что в последние годы «Россети» уделяли этому большое внимание, удалось в экстремально сжатые сроки провести переналадку всех процессов без потери управляемости и снижения надежности. В том числе обеспечить оперативный перевод значительной доли персонала на удаленный режим (сейчас так работают 68% сотрудников всех аппаратов управления «Россетей»).
Поэтому приоритеты компании не изменились. В этом году Совет директоров «Россетей» утвердил программу цифровой трансформации. Это важный этап реализации ранее утвержденной концепции «Цифровая трансформация 2030» и Стратегии развития. Программа направлена на формирование в Группе единой информационной среды, перестроение технологических и бизнес-процессов в соответствии с требованиями времени и современными решениями, в том числе Индустрии 4.0. Подчеркну, что одна из ключевых задач — обеспечение гибкости и адаптивности компании к меняющимся условиям с сохранением максимальной надежности. Механизм реализации программы предусматривает пилотное внедрение новых технологий на определенной территории (к примеру, в масштабе одного района электрических сетей), а в случае успеха — масштабирование.
Только за последний месяц в Группе «Россети» произошло несколько крупных пусков. Например, в Грозном была открыта первая на Северном Кавказе цифровая подстанция 110 кВ «Город», в Курске — межрегиональный Центр управления сетями, опирающийся на отечественный оперативно-информационный комплекс. Продолжается перевод районов электрических сетей (РЭС) в «цифру» — к концу года будет завершено в общей сложности 38 таких проектов с учетом «пилотов». Началось массовое внедрение приборов интеллектуального учета электроэнергии. До конца 2030 года планируем установить в сумме 18,1 млн таких устройств. В целом активно идет работа по всем направлениям цифровой трансформации».
Татьяна Басова:
«Так исторически сложилось, что долгосрочное планирование и планомерное развитие энергетической отрасли начинают свой «отсчет» только после утверждения целой системы нормативных правовых актов РФ. С 2013 года до настоящего времени в такую систему НПА входит Стратегия развития электросетевого комплекса РФ, утвержденная распоряжением Правительства РФ 3 апреля 2013 года №511-р.
Объекты электросетевого хозяйства на территории России по праву отнесены к крупнейшим технически оснащенным комплексам в мировом масштабе, поскольку протяженность линий электропередачи в России составляет более 2,6 млн километров с суммарной трансформаторной мощностью подстанций свыше 880 тыс. МВА. Поскольку мы живем в век рейтинговых классификаций, мне бы хотелось отметить, что с учетом текущего состояния электросетевого комплекса России наша страна занимает 7-е место в международном рейтинге The World Bank.
Несмотря на высокую оценку Всемирного банка, сетевая инфраструктура России все еще испытывает на себе влияние ряда негативных факторов. Среди них изношенность технических устройств электрических сетей; высокая вероятность банкротства территориальных сетевых организаций в связи с многократным ростом дебиторской задолженности; сохраняющееся перекрестное субсидирование. А также завышение отдельными сетевыми компаниями стоимости технологического присоединения к электрическим сетям и тарифов на услуги по передаче электроэнергии; наличие правовой и экономической неопределенности при использовании бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства. И препятствование перетоку электрической энергии отдельными собственниками электросетевых объектов, которое приводит к нарушению законных прав и интересов подключаемых потребителей.
В качестве примера предлагаю читателям ознакомиться с судебной практикой по делу № А50-21487/2019. Обозначенные проблемные аспекты, безусловно, не являются исчерпывающими и не способствуют обеспечению надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей.
В то же время решение «багажа проблем» сетевого бизнеса, законодательные инициативы на федеральном и региональном уровне не стоят на месте. В 2020 году федеральными органами исполнительной власти реализован целый ряд высокоэффективных мер. Одним из значимых механизмов государственного регулирования «сетей», на мой взгляд, является заключение долгосрочных регуляторных соглашений между сетевой компанией и местным тарифным регулятором. Это дает возможность установить качественно новый уровень транзакций между государством и предпринимательством в России.
Главным трендом 2021 года, по которому будет идти развитие электросетевой деятельности, считаю желание государства снизить объем перекрестного субсидирования в электроэнергетике и повысить уровень надежности энергоснабжения потребителей за счет использования интеллектуальных цифровых технологий. Вместе с тем, не следует забывать, что создание агрегаторов и цифровых «гигантов» сопряжено с высокими рисками нарушений антимонопольного законодательства.
Резюмируя вышесказанное, отмечу, что управление электросетевым комплексом и его развитие — это умение вести разведывательный корабль с атомной установкой. От качества его управления зависит жизнеспособность граждан страны и всех тех, кто на этом корабле находится»
— Как повлиял общемировой экономический кризис на электросетевой комплекс и какие есть российские черты в этом процессе?
Наталья Готова:
«В условиях ограничений, вызванных пандемией, Ассоциация предложила введение мер поддержки предприятиям электросетевого комплекса: среди которых «заморозка пени», в том числе установление запрета для кредиторов ТСО на применение в период приостановления срока исполнения обязательств, предусмотренных законодательством РФ, последствий нарушения ТСО сроков возврата основной суммы долга и (или) уплаты процентов по договорам, а также на обращение взыскания на заложенное имущество; продление сроков направления предложений об установлении регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, исключение на 2021-2022 год возможности корректировки тарифов в сторону снижения вследствие неполного исполнения инвестиционных программ ТСО, упрощение процедуры внесения изменений в инвестпрограммы, субсидирование процентных ставок для заемщиков по инвестиционным проектам для поддержки завершения текущей инвестиционной программы. Многие из предложений Ассоциации были учтены регуляторами.
Вызванный пандемией Ковид-19 общий экономический кризис в мире повлиял на российскую энергетику ускорением процессов цифровизации различных процессов в отрасли. Также изменилась структура потребления от юридических лиц к физическим — у промышленных потребителей наблюдалось падение объемов производства, у населения, наоборот, росло потребление в связи с переходом на удаленную работу из дома. Объемы потребления электрической энергии за 10 месяцев, по данным экспертов, снизились на 4,5% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, в результате чего снижается поступление средств, на которые энергетикам можно было бы реализовать анонсированные программы цифровизации.
Ситуация с импортозамещением, — когда энергетикам, как и всем остальным, предстоит переход на использование российского программного обеспечения и оборудования, которое зачастую стоит весьма недешево, требует пристального внимания и тщательной проработки. В результате в отрасли идет напряженная интеллектуальная деятельность, каким образом оптимизировать программы и проекты, чтобы ресурсов хватило. Также кризисные явления вызвали активизацию предложений по устранению различных форм перекрестного субсидирования потребителей электрической энергии, о чем сейчас активно идут дискуссии на площадках Комитета по энергетике Госдумы, Ассоциации Совет рынка и многих других. Ассоциация «НП ТСО» также принимает участие в дискуссии, и ее предложения направлены в том числе на исключение дискриминации потребителей с одинаковым оборудованием, подключенных от различных точек присоединения. В частности, в настоящее время потребители с ТП 10/0,4, подключенные к РТП-10кВ и подключенные к ПС110/10кВ, имеют одинаковое оборудование, но разные тарифы — СН2 и НН соответственно. Как вариант решения проблемы возможен перевод тарифов на фактические уровни напряжения, что упростит понимание тарифов для потребителей, сделает тарифы равными для потребителей на одинаковых уровнях напряжения.
Установление единой ставки тарифа для потребителей 110-220 кВ путем возвращения потребителей, присоединенных к сетям 220 кВ, позволило бы создать равные условия функционирования для всех потребителей услуг, как присоединенных ЕНЭС, так и присоединенных к сетям ТСО, тем самым поддержать идею равенства тарифов для всех потребителей услуг на одинаковых уровнях напряжения, независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены. Предлагаем предусмотреть поэтапный переход к новому механизму в течение 5 и более лет, а также в течение переходного периода возможно изменение предельных уровней роста тарифа».
Александр Ковалев:
«Пандемия и вызванный ею экономический кризис, без сомнения, оказали значительное влияние на электросетевые комплексы стран мира. Enerdata прогнозирует снижение мирового потребления энергии в 2020 году на уровне 5,9% относительно 2019 года. В отечественной энергосистеме наиболее сильное снижение потребления относительно аналогичного периода предыдущего года наблюдалось по результатам II квартала и составило 3,4% (по данным АО «СО ЕЭС»).
По результатам года мы вправе ожидать снижения показателей ликвидности электроэнергетических компаний, и в первую очередь это касается энергосбытового комплекса. Covid-19 сильно ударил по доходам потребителей, и к снижению совокупного потребления добавится увеличение дебиторской задолженности сектора. Постановление № 424, принятое Правительством РФ 2 апреля текущего года, требует приостановить до 1 января 2021 года право исполнителя коммунальной услуги требовать уплаты неустоек (штрафов, пеней). Влияние действия данного постановления на финансовое положение компаний — членов электроэнергетического рынка абсолютно очевидно.
Нужно, однако, заметить, что влияние пандемии на электросетевой комплекс было меньшим относительно воздействия на энергетику в целом. Очевидно, что нефтяной сектор пострадал значительно больше в силу большей корреляции с уровнем экономического роста. Отдельно стоит отметить общемировой тренд «смягчения» пиковых нагрузок: с переводом работников на «удаленку» график нагрузки на сети стал более равномерным.
Среди специфичных для отечественной энергосистемы последствий коронакризиса также следует отметить факт того, что существенное изменение цен на электроэнергию в течение 2020 года, наблюдаемое в странах ЕС и США, не было и, скорее всего, не будет характерной чертой для РФ. Это в первую очередь касается тарифов для населения и связано с повышенным государственным регулированием последних».
Валерий Дзюбенко:
«Ключевой тренд или вызов, с которым сталкивается электросетевой комплекс России — крайне низкий уровень собственной эффективности.
В электросетевой комплекс за последние 10 лет было вложено около трех триллионов рублей инвестиций. Однако, например, потери электроэнергии в сетях от общего объема выработки за 2011–2019 годы снизились только на 2,96% — с 11,53% до 8,57%. Это гораздо выше, чем в зарубежных странах. При таком уровне эффективности российскому электросетевому комплексу будет сложно отвечать на новые вызовы, связанные с углублением электрификации домохозяйств, транспорта и бизнеса, увеличением объемов распределенной энергетики, развитием энергетических сервисов на стороне потребителя. И в первую очередь потому, что российская экономика не может себе позволить развивать электросетевой комплекс прежними подходами, например, через всеобщую цифровизацию. Ценовая нагрузка электроэнергетики на экономику стала непозволительно высокой.
Единственным источником для развития сетей остается рост тарифа, в том числе в обход тарифных ограничений — через попытки введения оплаты «сетевого резерва», возврат к ранее отмененным доплатам для потребителей магистральных сетей, превышение тарифных ограничений для финансирования установки систем учета, проектов по расширению магистральной инфраструктуры».