Введение платы за резерв максимальной мощности может вынудить сотни предприятий России пересмотреть документы о техприсоединении к электрическим сетям. 2016–2018 годы стали периодом внесения масштабных законодательных изменений в функционировании энергетической отрасли России. Так, утверждены сроки лицензирования энергосбытовой деятельности, упрощены процедуры отключения должников от энергоснабжения, с 2020 года начнется создание общероссийской интеллектуальной системы учета электроэнергии. Однако для тысяч предприятий и организаций наиболее злободневным вопросом является перспектива введения платы за резерв максимальной мощности, которая может быть реализована уже в июле этого года. Подробности – в материале «ФедералПресс».
Специфика грядущего введения платы за резерв максимальной мощности (РММ) стала основным вопросом семинара для клиентов – юридически лиц, который 5 марта провел гарантирующий поставщик электроэнергии в Пермском крае ПАО «Пермэнергосбыт» (ПЭСК). Однако для начала специалисты компании рассказали о динамике цен на электроэнергию и мощность в 2016–2018 году и прогнозе на 2019 год.
Идите работать в ночь
По словам заместителя гендиректора – директора по энергосбытовой деятельности ПЭСК Александра Шелеманова, в среднем рост конечной цены на электроэнергию (мощность) в 2016–2018 годах составил 10,8 %.
Справка ФП: В конечную цену электроэнергии (мощности) входят 5 составляющих: 1) средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии (СВНЦЭ) и средневзвешенная нерегулируемая цена мощности (СВНЦМ), купленных на Оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), что составляет примерно 35–50 % от конечной стоимости; 2) стоимость услуг сетевых организаций (46–62 % конечной стоимости); 3) плата за иные услуги, предусмотренные законодательством (0,1 %); 4) сбытовая надбавка поставщика электроэнергии (2,5–3,3 %)
При этом влияние различных составляющих на конечную цену было неравномерным. Так, средневзвешенная нерегулируемая цена электроэнергии (СВНЦЭ) за указанный период снизилась на 8 % в связи с увеличением пропускной способности сетей, вывода из эксплуатации устаревших и, напротив, ввода в строй новых генерирующих мощностей. Однако в 2019 году влияние этих факторов будет исчерпано и, по словам Шелеманова, ожидается рост СВНЦЭ на 4,6 %.
Вместе с тем стоимостные показатели еще одной составляющей, средневзвешенной нерегулируемой цены мощности (СВНЦМ), напротив, значительно выросли: в 2016–2018 годах рост составил 54 %. Главной причиной тому стало сокращение сроков возмещения стоимости, введенных по договорам поставки мощности (ДПМ) новых блоков ГЭС и АЭС, что связано с низкой ценой на рынке на сутки вперед (РСВ). Кроме того, на цену мощности в разной степени повлияли «законодательное» снижение цен в Дальневосточном федеральном округе, строительство новых мощностей и развитие инфраструктуры в ряде регионов России. Ожидается, что в 2019 году стоимость мощности вырастет еще на 17 %, а по итогам 2016–2019 годов – на 86 %.
В целом же увеличение конечной цены на электроэнергию в 2019 году составит 7,6 % по отношению к цене 2018 года, что будет самым значительным ростом за четыре предыдущих года. Однако в совокупности по итогам периода 2016–2019 годов рост составит ориентировочно 18,4 %, что сопоставимо с уровнем инфляции (4,6 % в среднем в год).
«Наибольшее влияние на конечную цену оказывала и будет оказывать стоимость мощности. При этом цена услуг по передаче, услуг сетевых организаций, росла и, скорее всего, будет расти на уровне инфляции или даже ниже этого уровня», – считает Александр Шелеманов.
По словам топ-менеджера, для снижения расходов на электроэнергию у предприятий только один рациональный путь – сокращать потребление в часы контроля системного оператора, то есть в часы пиковых нагрузок на энергосистему, время наибольшего потребления. «В часы контроля рост цены в 2019 году будет существенным, в то время как вне часов – совсем незначительным. Если доля электроэнергии в себестоимости продукции высока, мы рекомендуем перенести наибольшее потребление на ночные часы и в выходные и праздничные дни или «ловить окна» в часах дневного времени», – говорит Шелеманов.
Резервы мощности придется оплатить. Но не всем
Введение платы за резерв максимальной сетевой мощности обсуждается уже не первый год. Логика законодателя заключается в том, чтобы клиент компенсировал сетевым организациям расходы на содержание сетей и инфраструктуры, если он не использует их возможности в полном объеме по принципу take or pay.
«Пример: потребитель заявил при технологическом присоединении необходимую мощность в 650 кВт. Сетевая организация строит и содержит соответствующую такой мощности инфраструктуру – сети, подстанции и т. п. А по факту востребованная вашим производством мощность составляет всего 100 кВт. Больше вам пока не нужно: например, изменились планы по развитию бизнеса. Получается, что сети вложили лишние средства в 550 кВт мощности, которые не используются. Получается, что эти мощности содержат за счет других клиентов, ведь затраты через котловой тариф сетей ровным слоем размазываются по всем потребителям», – говорит начальник управления реализации электроэнергии ПЭСК Сергей Никонов.
Желание законодателя понятно и логично: перевернуть ситуацию, заставить платить за неиспользуемые мощности не всех поголовно через тариф, а лишь тех, кто эти мощности заявил при техприсоединении, но по факту не использует. Сегодня неиспользуемый резерв мощности, по данным Минэнерго РФ, на которые ссылается ПЭСК, составляет 65 % от общего объема мощности, то есть больше половины сетевой инфраструктуры России фактически простаивает. И около 58 % от объема невостребованной мощности приходится на малый и средний бизнес.
Проект постановления о введении платы за резерв мощности сегодня находится на обсуждении и может быть принят уже в первой половине этого года. Взимание платы за резерв мощности через оплату за услуги сетевой организации может начаться уже в июле. Сначала рост стоимости будет незначительным – всего 5 %, но к 2024 году потребитель, не использующий всю мощность, будет обязан оплачивать все 100 % этой мощности. А вновь присоединенные потребители, которые сделали заявки на техприсоединение после вступления в силу постановления, будут оплачивать 100 % максимальной мощности, указанной в договоре на техприсоединение.
По словам специалистов ПЭСК, есть три пути для компенсации или исключения таких затрат. Во-первых, это увеличение потребления, расширение производства, что позволит полностью выбирать мощность. Во-вторых, частичный отказ от неиспользуемой мощности, но в этой ситуации нужно все просчитать, потому как для увеличения мощности в будущем необходимо будет заново проходить процедуру техприсоединения. И третий путь – подсоединение к вашим мощностям других потребителей по договорной цене. «Правда, взимать с них плату за электроэнергию вы не сможете, для этого предприятию необходимо получить лицензию на энергосбытовую деятельность. Зато сократите расходы на резерв мощности», – говорит Сергей Никонов.
Вместе с тем ситуация не коснется тех предприятий, которые потребили более 60 % от максимальной мощности хотя бы в один период (месяц) в течение двенадцати месяцев до расчетов. Однако таких компаний немного, в то время как предприятий Пермского края, не использующих в необходимом объеме свою максимальную мощность, более чем достаточно. Пути решения вопроса есть, но каждая ситуация уникальна, все зависит от специфики производства, планов развития. В любом случае требуется индивидуальный алгоритм решения вопроса с неиспользуемой мощностью и снижения затрат на энергопотребление.
«Мы готовы вместе с клиентом разрабатывать такой алгоритм, ведь серьезное увеличение расходов клиента на энергоснабжение скажется и на нашей компании. Гарантирующий поставщик никаких доходов не получит, но останется «крайним»: деньги-то платят нам, и никого не волнует, что в конечном итоге они уходят сетевикам. Да, некоторые клиенты в связи с особенностями своего производственного цикла не смогут перестроить графики энергопотребления или отказаться от мощности. Но подавляющему большинству, я уверен, наши консультации помогут сократить расходы на энергоснабжение», – заявил Александр Шелеманов.
Фото:pxhere.com