2) Часть ТЭЦ действительно надо закрывать, но в плановом порядке. Это старые ТЭЦ с малой подключенной тепловой нагрузкой в зонах избытка электрической мощности.

3) КОМ нужен больше для пиковой мощности. Так как пиковым электростанциям сегодня невозможно обеспечить безубыточную деятельность, все хотят работать в базе. Имеет смысл трансформировать КОМ для разных типов мощности (базовая, полубазовая, пиковая).

4) К техническим ограничениям лучше отнести фактическое состояние оборудования и удельные расходы топлива. Задача КОМ вывести с рынка «покойников» по факту, а не по паспорту.

К наиболее странным сегодняшним условиям прохождения КОМ для старого оборудования является проведение модернизации в период 2010-2011 годов, без учета ранее осуществленной.

5) Условия участия ТЭЦ должны иметь принципиальные отличия от условий для конденсационных электростанций, так как даже при более высокой стоимости мощности для ТЭЦ рынок суммарно выигрывает от низкого ценового предложения на РСВ (условия ценопринимания).

6) Повышенная ставка за мощность для ТЭЦ по сравнению с ГРЭС в масштабах всего рынка будет компенсироваться также снижением в стоимости электроэнергии сетевой составляющей.

7) Многие ТЭЦ можно ограничивать не по конкретному оборудованию, а по максимальной величине выдаваемой электрической мощности, соответствующей полубазовой величине тепловой нагрузки (когда ТЭЦ как пиковый источник не нужна).

8) Надо также определиться с условиями функционирования станций с мощностью до 25 МВт, они не должны принципиально отличаться от крупных и средних ТЭЦ в части возможности заключения прямых договоров.

4.2 Оптовый рынок

Предлагаемые сегодня модели реформирования рынка электрической энергии в значительной мере основаны на прямых договорах. В последнее время некоторые владельцы объектов генерации, одновременно являющиеся крупными потребителями, смогли перейти на прямую поставку электроэнергии от них.

Если конкретную ТЭЦ через КОМ вывели с оптового рынка, нельзя запрещать ей продавать выпускаемые товары помимо оптового рынка. Потребители понятны, цена конкурентная, вопрос в стоимости передачи по городским электрическим сетям и резервирования от внешних сетей. Длительный розничный договор соответствует принципам инвестиционного договора в энергетике.

ТЭЦ малой и средней мощности всегда будут иметь условно постоянные затраты выше, чем у крупных ГРЭС. Если это превышение компенсируется платой за мощность, то экономическое положение большей части ТЭЦ выправится и без изменений на РСВ. Величину увеличения платы за мощность можно обосновать с учетом общесистемных эффектов.

В то же время надо понимать, что участие ТЭЦ на свободном рынке - это вещь весьма условная:

ь тарифы на тепловую энергию, мощность и теплоноситель регулируются ФСТ,

ь объем реализации тепловой энергии определяется погодой и схемой теплоснабжения, утверждаемой муниципалитетом или Министерством энергетики РФ,

ь величина нормативов потребления тепловой энергии и горячей воды регулируется муниципалитетом,

ь тарифы на газ утверждаются ФСТ,

ь условия поставки газа в большей степени определяются подконтрольным государству ОАО «Газпром»,

ь величина платы за электрическую мощность по факту регулируется ФАС,

ь присвоение статуса «вынужденной генерации» производится Правительственной комиссией с определением ФСТ величины платы за мощность,

ь какие электростанции строить в большей части определяется Министерством энергетики через утверждение Генсхемы и ДПМ,

ь какие электростанции полностью или частично закрывать определяется Министерством энергетики через невариативные условия КОМ,

ь возможный объем выработки электроэнергии на тепловом потреблении определяется присоединенной тепловой нагрузкой, т.е. регулируется схемой теплоснабжения и погодой,

ь цена на электрическую энергию, произведенную в теплофикационном цикле, определяется не на основании ценовых заявок ТЭЦ, а на основании сложившейся цены поставки от других электростанций - такие правила функционирования оптового рынка утвердило Правительство,

ь большое количество регулирующих и надзорных органов определяют плату за выбросы и сбросы, обязательный объем работ и требования к исполнителям и т.д.

Реально ТЭЦ регулируется по всем основным составляющим, определяющим себестоимость электрической энергии, но цена самой электроэнергии в экономичном теплофикационном режиме определяется по сложившейся цене от других электростанций, а вне теплофикационного режима ТЭЦ большей частью неконкурентоспособны.

Необходимо рассмотреть альтернативные модели организации рынка.

Ш Государственное регулирование тарифов на электрическую энергию, производимую в теплофикационном цикле, с увязкой решений всех регулирующих и надзорных органов. Полезно осуществлять хотя бы имитационную оценку уровня тарифов при госрегулировании для сравнения с фактической рыночной ценой.

Ш Прямые договора со сбытовыми компаниями и крупными потребителями на весь объем электроэнергии, выработанный в теплофикационном режиме, с ограничением по суммарному фактическому потреблению городских потребителей. Эта электроэнергия и так принимается рынком в полном объеме и «по физике» потребляется городскими потребителями.

Ш Прямые договора на поставку сразу двух товаров - тепла (тепловой энергии, мощности и теплоносителя) и электроэнергии (электрической энергии и мощности). Нет запрета на выполнение теплоснабжающими организациями, не имеющими собственных ТЭЦ, электросбытовых функций.

Ш Разделение рынка электроэнергии на зоны базовой, полупиковой и пиковой нагрузки без трансляции пиковых цен на все энергоисточники. Это значительно увеличит цену в период пикового потребления и будет способствовать окупаемости проектов создания пиковой генерации и управления нагрузкой.

Возможны смешанные варианты, когда часть ТЭЦ работают на РСВ, а часть по прямым договорам.

Например, застраивается большой район, или существующую ТЭЦ по техническому состоянию надо реконструировать. Длинные договоры в таком случае снижают риски инвестора и, соответственно, позволяют привлечь «дешевые» деньги. Для сохранения механизма ДПМ плату за мощность можно продолжать усреднять по всей ценовой зоне.

Возможность заключения длительных прямых договоров может быть одним из существенных привлекательных условий для участия инвесторов в конкурсе на право строительства новой ТЭЦ.

5. Планирование развития

Действующими нормативными документами предусматривается разработка весьма большого количества документов территориального энергетического планирования:

ь Генеральная схема размещения объектов генерации,

ь Топливно-энергетические балансы территорий и поселений,

ь Территориальные схемы электроснабжения,

ь Градостроительные планы с разделом по энергетике,

ь Схемы теплоснабжения,

ь Схемы газоснабжения,

ь Программы комплексного развития инженерной инфраструктуры,

ь разного рода программы энергетического развития региона, стратегии, концепции энергетической безопасности и т.д.

Все эти документы плохо увязаны между собой, но, если бы это удалось, стало бы еще хуже. Громадьё планов энергетического строительства не способен выдержать никакой тариф.

Какой из документов главнее - непонятно, и объект генерации, возникший случайно в одном из них, начинает перекочевывать во все остальные, так как никто не возьмет на себя ответственности по его исключению при отсутствии формализованной процедуры и критериев. В реальности, корректировка энергетических планов происходит постфактум, по причине их неисполнения.

Ни муниципалитеты, ни регионы, самостоятельно сиквестировать планы не будут (а вдруг выкинешь что-то не то, и придется отвечать). Необходима структура, отвечающая за комплексную оптимизацию энергетического развития. Если муниципалитет будет нести ответственность за недозагрузку оборудования, построенного под фантастические планы нового строительства (например, через процедуру страхования инвестиционных рисков), то планы эти моментально уменьшатся в разы.

Естественно, что в стране есть регионы с мощностью электростанций, превышающей потребности региона. Электроэнергия, производимая ими, должна где-то потребляться. Но при территориальном планировании каждый регион, получающий электроэнергию из другого, объявляет себя энергодефицитным и разрабатывает программу преодоления дефицита (которого по факту нет).

В противовес территориальному планированию надо ввести планирование по узлам энергетической нагрузки. Спланировав оптимальную структуру энергоисточников в каждом узле, можно сравнить ее с вариантами поставки электроэнергии от федеральных электростанций, реализовав, таким образом, планирование их строительства снизу - от потребителя, в отличие от применяемого сегодня планирования сверху - от ожидаемого суммарного по стране прироста электропотребления.

Необходимо определить источник финансирования для разработки методологии оптимизации и выполнение самих оптимизационных расчетов (желательно объем финансирования увязать с полученным эффектом сокращения затрат).

Оптимизация планов ввода энергетических мощностей должна происходить через сравнение вариантов:

ь строительства федеральных электростанций и электрических сетей,

ь строительства/реконструкции ТЭЦ общего пользования,

ь модернизации и продления ресурса существующего генерирующего оборудования,

ь создания локальных систем из нескольких энергоисточников малой и средней мощности,

ь экономического стимулирования строительства промышленных ТЭЦ,

ь строительства пиковой генерации в центрах нагрузок,

ь управления суточными графиками электрической мощности,

ь снижение влияния погодного фактора на величину пикового потребления за счет улучшения режимов теплоснабжения и применения теплонакопителей (перевод нагрузки электроотопления в ночь),

ь стимулирования энергосбережения у потребителей, участвующих в формировании пиковой нагрузки,

ь создания рынка высвобождаемой мощности.

Предложения

1) Обеспечить реальную конкуренцию проектов с разными вариантами обеспечения мощности.