немного независимой аналитики по теме сетевого резерва
Анализ необоснованности проекта постановления Правительства Российской Федерации» «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учётом оплаты резервируемой максимальной мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии»
1. Необоснованность исходных тезисов, положенных в основу концепции Проекта.
1.1. Тезис о низкой загрузке трансформаторных мощностей (около 35% в ПАО «ФСК ЕЭС» и 26-28% в ТСО - ДЗО ПАО «Россети»).
Исходя из отчетных материалов, рассматриваемых на Комитетах Совета директоров ПАО «Россети», указанные величины загрузки рассчитываются относительно арифметической суммы полных номинальных мощностей трансформаторов. Эти величины включают значительные объемы трансформаторных мощностей, не связанные напрямую с подключением конкретных конечных потребителей, a обусловленные технологией передачи электроэнергии в энергосистеме:
- обслуживание транзитных/межсистемных перетоков, включая схемы выдачи мощности крупных электростанций;
- обеспечение перетока от смежных подстанций, в том числе на протяженных линиях, и трансформации на нижестоящие уровни напряжения, в том числе для населения и соцобъектов;
- обеспечение системной надежности, в том числе при реализации требования о создании дублирующих задвоенных мощностей для подхвата нагрузки отключившихся или вышедших из строя трансформаторов (критерий n-1)) и обусловленные кольцевой топологией сети;
- объекты перспективного развития территории;
- объекты ГО/ЧС и Минобороны России.
Так, согласно материалам к заседанию Комитета по стратегии СД ПАО «Россети» 17.07.2018 года, фактическая загрузка мощностей МРСК/РСК составляет 51-54% с учетом критерия n-l (но без учета иных перечисленных выше видов мощностей, заведомо не подлежащих полной загрузке).
Таким образом, заявляемая низкая загрузка трансформаторных мощностей ДЗО ПАО «Россети» отличается от фактического уровня загрузки, с учётом соответствующих уточнений, практически в 2 раза.
1.2. Тезис о безответственно завышаемых потребителями потребностях в мощности при технологическом присоединении.
Анализ соотношения суммы установленной мощности всех подстанций ДЗО 35- 220 кВ (включая перечисленные в п. 1.1. виды мощностей, заведомо не подлежащие полной загрузке, а также системные мощности, не привязанные к ТП конкретных потребителей) и арифметической суммы присоединенной максимальной мощности потребителей показал, что мощности подстанций меньше/существенно меньше арифметической суммы присоединенной максимальной мощности потребителей .
В части вновь вводимых сетевых мощностей: согласно годовым отчетам ПАО «Россети», совокупно по распредсетевым ДЗО (МРСК/РСК) за период 2013-2017 годов подключено суммарно 47,3 ГВт мощности энергопринимающих устройств потребителей (по актам о техприсоединении; без учета подключения 10 ГВт генерации), или 63 ГВА в пересчете на полную мощность . Однако прирост суммарной установленной мощности трансформаторов распредсетевых ДЗО (МРСК/РСК) за этот же период составил 25 ГВА (включая перечисленные в п. 1.1. виды мощностей, заведомо не подлежащие полной загрузке).
Таким образом, во-первых, есть признаки некорректности информации, представляемой разработчиками в обоснование концепции «резерва», во-вторых, в реальности с очевидностью отсутствуют избыточные мощности, построенные под завышенные потребности потребителей.
1.3. Тезис об отсутствии экономической ответственности потребителей за строительство и содержание «заказываемых» ими сетевых объектов.
В части нового технологического присоединения: инвестиционные затраты на строительство сети от существующего электросетевого объекта до объекта потребителя («последняя миля») полностью оплачиваются потребителем в составе платы за техприсоединение . Потребители, заключившие договор техприсоединения до 1 января 2011 года, оплатили также и инвестиционную составляющую на развитие существующей сетевой инфраструктуры.
В части содержания объектов: в большинстве случаев текущие платежи промышленного потребителя по установленным тарифам за краткосрочный период полностью окупают построенные\содержащиеся «под него» сетевые объекты (подстанцию, линии), включая все капитальные затраты и текущую эксплуатацию. В результате, каждые один-два года потребитель фактически оплачивает стоимость полностью нового сетевого хозяйства, независимо от номинальной величины загрузки соответствующего сетевого объекта. В отдельных случаях окупаемость объектов за счет текущей платы за услуги по передаче электроэнергии может быть кратная за год (пример, предприятия нефтяной промышленности на территории Тюменской области - 7 раз за один год).
1.4. Тезис о вынужденном содержании сетевыми организациями свободного резерва сетевой мощности под конкретных потребителей, которые «заказали» объемы мощности, превышающие их потребности, и т.о. о «закрытии» таких центров питания для новых подключений желающих заявителей.
Действующее законодательство предполагает, что сетевые организации распоряжаются свободной сетевой мощностью для новых подключений исходя из фактических ограничений нагрузки, а не номинальной суммарной мощности техприсоединения существующих потребителей.
Согласно п. 33 Правил технологического присоединения (ППРФ №861 от 27.12.2004), при наличии ограничения на технологическое присоединение дополнительной мощности допускается присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств в пределах величины мощности, не вызывающей ограничений в использовании потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных к данным сетям потребителей электрической энергии, либо в заявленном объеме по согласованию с указанными потребителями.
Исходя из приказа ПАО «Россети» №727, статус «открытого» (свободно доступного для нового присоединения), «под ограничением» или «закрытого» (условно недоступного для нового присоединения) присваивается центру питания на основании замеров фактической нагрузки, с учетом статистики потребления в предшествующие годы и резервирования под договоры на техприсоединение.
В соответствии с паспортами центров питания, размещенными на официальных сайтах сетевых организаций, «закрытые» центры питания являются таковыми в силу высокой фактической загрузки, наличия выделенной мощности под межсистемные перетоки, выделенной мощности под незавершенное техприсоединение новых потребителей, либо вследствие вывода трансформатора в ремонт - но не в силу наличия «резерва» максимальной мощности существующих потребителей.
1.5. Тезис о выполнении условий создания механизмов встречной ответственности по оптимизации загрузки со стороны сетевых организаций:
- нe создан механизм экономического понуждения сетевых организаций к оптимизации избыточной сетевой инфраструктуры через учет фактической загрузки сетевых объектов при тарифном регулировании. Т.н. «Порядок определения степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства» (приказ Минэнерго России от 06.05.2014 № 250) не предполагает получение понижающего коэффициента, который должен быть учтен при определении тарифных параметров (в соответствии с приказом ФСТ России от 24.12.2014 № 2390-3);
- нe создано законное (нормативно установленное) основание для расчетов по «экономически обоснованным» тарифным ставкам. Юридически значимыми тарифами (которые являются ценой по договору оказания услуг по передаче электроэнергии согласно Гражданскому кодексу РФ и ФЗ «Об электроэнергетике») являются только те, которые действуют в настоящее время и включают перекрестное субсидирование и значительную долю не относящихся к данному потребителю затрат.
2. Технологическая необоснованность механизма оплаты сетевого «резерва» в размере арифметической разности между максимальной мощностью по договору техприсоединения (ТП) и фактическим потреблением.
Величина максимальной мощности ТП напрямую влияет только на предмет договора техприсоединения — характеристики сетевого имущества на «последней миле» (допустимая нагрузка ячейки на трансформаторной подстанции, характеристики ЛЭП и т.д.), которая оплачивается при техприсоединении. Объемы реальной инфраструктуры для потребителей заведомо меньше величины суммы максимальных мощностей ТП, поскольку в масштабах центра питания, энергорайона на смежных и вышестоящих центрах питания принимается в расчет кольцевая топология сети, неодновременность максимальной нагрузки потребителей (разная для разного состава потребителей), методы схемного (без наращивания мощности оборудования) обеспечения резервов пропускной способности подстанций.
Например, для объектов ФСК невозможность рассчитать величину резерва на центрах питания подтверждается Системным оператором ЕЭС.
Величина максимальной мощности ТП применяется как удобный упрощенный параметр, однако реальным технологическим параметром является допустимая пропускная способность: в случае если трансформаторы работают с заниженными величинами по пропускной способности (по сравнению с паспортными данными), то фактическая номинальная мощность трансформаторов, доступная для потребителя, будет значительно ниже, чем указанная в договоре ТП величина максимальной мощности. Например, согласно ГОСТ 14209-85 коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме при коэффициенте допустимой перегрузки масляного трансформатора, равном 1, для двухтрансформаторной подстанции составит 0,5, а для трехтрансформаторной подстанции 0,666.
Таким образом, величина максимальной мощности ТП конкретного потребителя и объем инфраструктуры (мощностей), обслуживающей его в энергосистеме, не имеют линейной зависимости по мощности и тем более по стоимости соответствующих объектов.
Максимальная мощность ТП указывается при заключении договора оказания услуг по передаче электроэнергии в качестве удобного описания класса потребителя и величины «потолка» нагрузки. Величина фактической «сетевой мощности» в рамках услуг по передаче электроэнергии является условным понятием, которое отсутствует в законодательстве и неформально применяется для обозначения «среднего арифметического значения из максимальных значений в каждые рабочие сутки расчетного периода из суммарных по всем точкам поставки на соответствующем уровне напряжения, относящимся к знергопринимающему устройству (совокупности энергопринимающих устройств) потребителя электрической энергии (мощности) почасовых объемов потребления электрической энергии в установленные системным оператором плановые часы пиковой нагрузки» . Логическая привязка максимальной мощности ТП и фактической потребляемой «сетевой мощности» технологически не обоснована.
Требования проектирования промышленных объектов заведомо закладывают «запас» максимальной мощности ТП.
Для потребителя с собственной (заводской) электростанцией топология внешней питающей сети не увеличена на предусмотренный проектом коэффициент (20%) относительно топологии сети для потребителя без блок-станции; в случае если для пуска/поддержания работы такой электростанции требуется внешний источник электроэнергии, то соответствующий объем потребления из внешней сети в настоящее время полностью оплачивается потребителем по полному тарифу на услуги по передаче электроэнергии.
3. Экономическая необоснованность механизма оплаты сетевого «резерва»
Оплата «резерва» по предложенному механизму не увязывается c фактической окупаемостью соответствующих сетевых объектов.
В силу котлового принципа тарифообразования и оплаты по единому тарифу (по сети ЕНЭС; по региональному котловому тарифу для данного уровня напряжения) плата не дифференцирована в зависимости от величины капитальных и операционных расходов на каждого конкретного потребителя - его удаленности от питающей магистрали, протяженности и сложности трассы, стоимости технических решений и иных характеристик сети, обслуживающей соответствующего потребителя.
Индивидуальный расчет «резерва» по каждому потребителю согласно Проекту предполагает, что потребители с «резервом сетевой мощности» индивидуально ответственны за наличие незагруженных сетей в энергосистеме, однако:
- величина «резерва» считается по величине мощности, без учета топологии сети и затратности содержания трассы до конкретного потребителя. При этом безосновательно уравнивается максимальная мощность ТП и установленная мощность подстанций (за оплату содержания которой потребитель должен нести ответственность согласно концепции Проекта);
- размер «штрафа» рассчитывается не в индивидуальном порядке (исходя из доказанных расходов, которые несет сетевая организация по содержанию конкретных сетевых объектов для данного потребителя), a пo общей ставке на содержание, в расчет которой включены полные расходы на всю существующую инфраструктуру (региона/федеральную сеть ФСК), включая возврат инвестиций, строительство сетей под других потребителей, схемы выдачи мощности незагруженной генерации, заведомо незагруженные объекты системной надежности, под перспективную загрузку, a также инвестиционные просчеты сетевых организаций.
4. Вопрос эффективности оплаты «резерва сетевой мощности» для высвобождения дефицитной мощности и перераспределения мощностей.
Состояние «резерва» на центре питания изменяется самой сетевой организацией в зависимости от наличия стороннего спроса и не зависит от конкретного потребителя с формальным «резервом сетевой мощности». Довод о достижении цели перераспределения мощностей через оплату «резерва» является ложным.
Сетевая мощность (пропускная способность, допустимая нагрузка) является технологическим параметром подстанции, т.е. технологически «привязана» к конкретному центру питания, и «резерв» на одном центре питания невозможно использовать для подключения потребителей на другом центре питания.
В отсутствие спроса на мощность в соответствующих центрах питания оплата «резерва» выполнит задачу только повышения выручки сетевых организаций, а не перераспределения неиспользуемой мощности в пользу иных потребителей.
В случае наличия спроса на мощность перераспределение «резерва» потребителей не произойдет, так как «закрытые» центры питания закрыты в силу фактической высокой загрузки, и реальный доступный резерв мощности отсутствует.
Не предполагается демонтаж линий и оборудования при снижении мощности (помимо, возможно, последней мили). Исходя из расходов на демонтаж и новое строительство, замена имеющихся сетей на сеть пониженной пропускной способности под сниженную максимальную мощность была бы экономически нецелесообразной. Соответственно, не произойдет сокращение незагруженных сетевых мощностей и сокращение расходов на существующие сетевые мощности.
5. Системные последствия
5.1. Порядок определения фактического потребления «сетевой мощности» предполагает определение средневзвешенного за месяц суточного максимума нагрузки («мощности»), определяемого в пиковые часы энергосистемы. Этот порядок отражает участие потребителя в пиковой нагрузке энергосистемы и имеет цель стимулировать потребителей смещать пик своей нагрузки от часов пиковой нагрузки энергосистемы. Тем самым должна снижаться потребность в резерве генерирующих мощностей и сетевых мощностей в масштабах энергосистемы.
В Концепции оплаты сетевого «резерва» финансовая отдача от смещения нагрузки на ночные часы существенно снижается, вплоть до исчезновения, учитывая дополнительные затраты на организацию работы предприятия ночью. При этом теряется системный эффект от снижения пиковой нагрузки, а инфраструктурные организации получают сигнал o необходимости наращивания мощностей, что впоследствии ляжет дополнительной нагрузкой на потребителей.
5.2. Вопрос эффекта для других потребителей и перераспределения тарифной нагрузки.
Ценовая нагрузка на промышленных потребителей с «резервом сетевой мощности» увеличится, однако нагрузка нa иных потребителей не снизится - учет полученного дополнительного дохода от оплаты «резерва» произойдет на следующий расчетный период, то есть на год [у+2] после года оплаты «у», и дополнительная выручка будет скорректирована на понесенные расходы на содержание «возвращенных» «резервных» мощностей и поглощена корректировкой на неполученные («выпадающие») доходы. Таким образом, в результате введения оплаты «резерва» не произойдет перераспределение тарифной нагрузки.
5.3. Крупные потребители обеспечивают значительную долю регионального потребления и по действующей модели тарифообразования уже несут соответствующую долю финансовой нагрузки по содержанию сетевого хозяйства. При этом энергоемкие потребители высокочувствительны к приросту тарифа. Оплата технологически и экономически не обоснованной величины «резерва» дополнительно увеличит тарифно-ценовую нагрузку на промышленность и коммерческий сектор.
6. Законодательная неурегулированность механизма оплаты «бумажного» сетевого «резерва».
Согласно Проекту оплата объема «бумажной» резервируемой максимальной мощности входит в стоимость услуг по передаче электрической энергии. Из чего следует, что резервирование максимальной мощности является услугой, оказываемой сетевой организации потребителю электроэнергии. Однако, согласно действующей редакции Федерального закона от 26.03.2003 года №35-ФЗ «Об электроэнергетике» (статья 3) в состав услуг по передаче электроэнергии резервирование максимальной мощности не входит. Принятие предлагаемой нормы устанавливает расширительные пределы трактования содержания услуг по передаче электроэнергии и в отсутствие законодательной делегации соответствующих полномочий устанавливает в подзаконном акте дополнительные общеобязательные правила поведения. Поскольку предлагаемые Проектом обязанности по оплате потребителями величины «бумажной» резервируемой мощности являются фундаментальными изменениями модели правоотношений по договору возмездного оказания услуг по передаче электроэнергии, требуется его урегулирование на уровне Федерального закона от 26.03.2003 года №35-ФЗ «Об электроэнергетике».