ЭНЕРГОСИСТЕМА

100%

80%

52,1%

60%

40%

22,23%

20%

19,69%

5,98%

0%

Электроэнергия на оптовом рынке

Мощность на оптовом рынке

Услуги по передаче (МРСК)

Услуги по передаче (ФСК)

Сбытовая надбавка

Поставка электроэнергии по свободным ценам

Поставка мощности по свободным и регулируемым ценам

Регулируются в субъекте РФ (зависят от размера перекрестного субсидирования между уровнями напряжения и инвестиционной составляющей развития сетей)

Регулируются на федеральном уровне (ФСТ России)

Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика регулируется в субъекте РФ Для независимой компании (ЭСО) определяется по договоренности

В настоящее время работу на оптовом рын­ ке НПЗ «Газпром нефти» обеспечивает корпора­ тивная сбытовая компания «Газпрома» «Межре­ гионэнергосбыт», чье агентское вознагражде­ ние в десятки раз меньше, чем у гарантирующих поставщиков, а среднегодовой эффект от работы составляет сотни миллионов рублей.

ЦЕНА НЕЭФФЕКТИВНОСТИ

Деятельность оптового рынка обеспечивает ряд инфраструктурных организаций. При этом цена электроэнергии определяется администрато­ ром торговой системы (АТС) для каждого часа на сутки вперед исходя из заявок производите­ лей и потребителей (рынок на сутки вперед — РСВ). Эта цена обеспечивает возмещение постав­ щикам их переменных издержек, а постоянные

издержки возмещаются за счет платежей за мощ­ ность, то есть готовность поставщиков произве­ сти определенный объем электроэнергии. Торги по мощности (конкурентный отбор мощности — КОМ) проводятся ежегодно и устанавливают цену на следующий год. Однако КОМ не решает проблему замещения старых объектов новыми.

Для возврата инвестиций в новые объекты, кото­ рые должны быть построены по решению пра­ вительства РФ, был создан механизм договоров поставки мощности (ДПМ).

Несмотря на то что спрос на электроэнер­ гию снижается, объем предложения ­остается на прежнем уровне, и это приводит к росту цены: старые неэффективные ТЭЦ, которые не прошли конкурентный отбор, продолжают

работать, так как они задействованы в теплоснаб­ жении тех или иных муниципальных образова­ ний и заменить их нечем. В результате средства, требуемые на поддержание их работы, ровным слоем «размазываются» по тарифному «пирогу»

ираспределяются по всем потребителям.

Врамках рынка электроэнергии таким стан­ циям дают статус генераторов, работающих в вынужденном режиме (ВР). Они получают пла­

ту не по результатам торгов, а по тарифам, кото­ рые устанавливает Федеральная служба по тари­ фам (ФСТ) и которые значительно превосходят рыночные. Ситуацию с лишними ТЭЦ отлично­ иллюстрирует статистика: объем мощностей, не прошедших конкурентный отбор на 2015 год,

РАМБЛЕР ИНФОГРАФИКА / ТАТЬЯНА УДАЛОВА

СТРУКТУРА КОНЕЧНОЙ ЦЕНЫ НА ТЕПЛОЭНЕРГИЮ*

988

947

935

ТОПЛИВО, ТЫС. Т У.Т.

ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГИЯ, ТЫС. Т У.Т.

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, ТЫС. Т У.Т.

19%

4 122,8

56%

12 152,7

25%

5 496,3

74%

26%

составляют затраты на энергоресурсы в структуре удельных затрат по БЛПС

ловой энергии. При этом нарастает износ мощ­ ностей, и сегодня он уже превышает 60%. Недо­ инвестирование в модернизацию в перспективе может привести к массовым авариям и отклю­ чениям. Реформы на этом рынке еще впереди, и сегодня он гораздо более зарегулирован, чем электроэнергетический. Подача теплоносителя

от производителя к потребителю возможна лишь на ограниченной территории, поэтому либерали­ зовать этот рынок гораздо сложнее.

Тарифы на тепло устанавливаются региональ­ ными энергетическими комиссиями (РЭК) в пре­ делах, установленных ФСТ. Потребитель получа­ ет сумму трех тарифов: источника, магистраль­ ной сети и распределительной сети. Сейчас эта цена непредсказуема, так как формируется

в результате практически непрозрачной борьбы трех субъектов — производства, транспортиров­ ки и распределения — за максимизацию своей доли в тарифе. РЭКи занимаются лишь тем, что ограничивают итоговый тариф, никак не кон­ тролируя развитие участников рынка. Крупным потребителям выстроить долгосрочную энер­ гетическую стратегию при ежегодном пересмо­ тре тарифов практически невозможно. Кроме того, при расширении производства возника­ ют сложности, связанные с возможной нехват­

кой теплоэнергетических мощностей: в отличие от рынка электроэнергии резервы на этом рын­ ке ограничены.

Идея реформы, которая была представлена

в2014 году, состоит в переходе от цен, устанав­ ливаемых РЭКами, фиксированных для каждой категории потребителей, к предельным ценам.

Далее субъекты будут иметь возможность заклю­ чать договоры по тем ценам, к которым придут

врезультате переговоров. Факторами для повы­ шения или снижения цены станут заявленные объемы потребления, объемы выработки самого поставщика, необходимые инвестиции на обнов­ ление генерации. Это должно привести к востре­ бованности долгосрочных контрактов, а значит, и лучшей прогнозируемости затрат.

Предполагается, что предельный тариф будет устанавливаться исходя из стоимости альтер­ нативного источника теплоснабжения («альт­ котельной»), который возможно построить на данной территории. Идея возникла в связи с тем, что наиболее крупные и платежеспособ­

ные потребители стали покидать рынок, созда­ вая собственные источники. Этот процесс в теп­ лоэнергетике получил емкое название «котель­ низация страны». Новый подход позволит уйти от затратного метода формирования тарифов,

Владимир Андреев,

начальник департамента энергетики блока логистики, переработки и сбыта «Газпром нефти»:

Либерализация рынка тепловой энергии, которая началась в 2015 году

идолжна завершиться в течение ближайших трех лет, приведет к снятию всех существующих ограничений на формирование цен. Уже сегодня потребитель имеет возможность настаивать на снижении цены покупки тепловой энергии, однако поставщик, естественно, заинтересован в обратном — в повышении цены продажи. В отсутствие внешнего арбитра, в качестве которого выступало государство, и при недопустимости прекращения теплоснабжения на первый план выходит наличие у предприятия четкой переговорной позиции, для формирования которой необходимо провести большую работу. В частности, нужно актуализировать потребность предприятий в тепловой энергии с учетом различных сценариев их развития, оценить потенциал по самостоятельному энергоснабжению технологических установок, то есть рассчитать стоимость «альтернативной котельной», оценить реальные затраты нынешнего поставщика тепла и его выгоды от сохранения потребителя

ивозможного увеличения объемов сбыта.

Предварительная проработка долгосрочных договоров по теплу уже начата, в ближайшее время планируется согласовать с поставщиками возможные объемы потребления тепловой энергии с учетом обеспечения новых технологических объектов и перейти к обсуждению возможности и условий заключения долгосрочного договора. Учитывая взаимную заинтересованность, полагаю, что нам удастся прийти к взаимовыгодному решению: НПЗ — получить конкурентные и предсказуемые цены на тепло в долгосрочной перспективе, а поставщикам — сохранить рынок сбыта тепловой энергии.

который не дает реальных возможностей для развития и жестко ограничивает прибыль гене­ раторов тепловой энергии. В то же время новая методика формирования тарифа будет устра­ нять экономические стимулы для крупных пред­ приятий к уходу из систем централизованного теплоснабжения.

ЦенА пАРА

Для крупных предприятий, какими являются НПЗ, на рынке теплоснабжения в первую оче­ редь актуальна ситуация с промышленным паром. Как правило, речь идет о прямых постав­ ках пара от коллекторов источника небольшо­ му числу промышленных потребителей. Дого­ вор также заключается напрямую с источником. В 2015 году рынок пара частично либерализован. Тариф теперь можно устанавливать по соглаше­ нию сторон в пределах тарифа, установленно­ го регулятором. С 2018 года любые ограничения

снимаются и рынок становится полностью сво­ бодным. Все это должно позволить потребите­ лям оптимизировать закупки пара.

Источники, как правило, занимают моно­ польное положение на рынке, однако воспользо­ ваться им непросто из-за зависимости от потре­ бителей, число которых также ограничено. Чрез­ мерные аппетиты поставщика могут вынудить крупного потребителя создать собственные мощ­ ности по производству тепловой энергии и, как результат, вывести за черту положительной рен­ табельности производителя энергии. НПЗ могут вести переговоры с поставщиками пара исходя из оценки потенциальной эффективности созда­ ния собственных генерирующих мощностей, а значит, гораздо лучше контролировать ситуа­

цию, чем в случае с тарифами, которые устанав­ ливает регулятор. Возникает возможность для заключения договора, цена поставки пара в кото­ ром будет определяться по принципам, понят­ ным обеим сторонам, другими словами — дости­ гается прозрачность ценообразования.

Изменение цены на основании ­достигнутых соглашений, а не в результате внешнего воздей­ ствия снимет риски непредсказуемого роста цены и позволит лучше планировать собствен­ ные затраты и распределять финансовые ресур­ сы. Прозрачность достигнутых ­договоренностей

игибкость, основанные на четкой и понятной­ переговорной позиции, — именно то, чего не хватает в настоящий момент в отношени­

ях между поставщиком и потребителем тепла. Кроме­ того, при либерализации рынка в догово­ ре можно будет предусмотреть «формулу цены», действующую в течение долгосрочного периода, что даст возможность потребителю выстроить четкую стратегию надежного теплоснабжения

идолгосрочного планирования развития энерго­ системы предприятия.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПО МОДЕЛИ

Для планирования текущих затрат, а также при принятии долгосрочных решений об инвести­ циях в новые объекты возникает необходимость спрогнозировать, сколько денег будет потра­ чено на покупку электроэнергии и тепла. Зада­ ча эта довольно сложная, так как содержит мас­ су составляющих, каждая из которых меняется по своим принципам. Изменение одних пред­ сказать достаточно легко, другие плохо поддают­

ТАСС, РИА «НОВОСТИ», LEGION-MEDIA

ся прогнозированию. В то же время официаль­ ные прогнозы Минэкономразвития — слишком усредненные и абстрактные, поэтому эффектив­ но применять их в отношении конкретных объ­ ектов нефтепереработки, действующих в опреде­ ленных регионах, невозможно.

В результате в департаменте энергетики «Газпром нефти» пришли к идее создания соб­ ственных инструментов прогнозирования.

В качестве базы для формирования прогноза была выбрана имитационно-факторная модель. Как отмечает Игорь Савинов, использование подобной модели дает возможность сформиро­ вать семейство прогнозов исходя из набора сце­ нарных условий и при необходимости оператив­ но корректировать отдельные составляющие получаемого прогноза.

По словам специалистов департамента энер­ гетики, сложнее всего прогнозировать реше­ ния регулятора, что особенно актуально для тарифов на тепловую энергию. Непросто пред­ сказать и величину инвестиционных программ сетей, ГЭС и АЭС, также в конечном итоге отра­ жающихся на тарифах на электроэнергию. Что касается «чистой» цены на электроэнер­ гию, продаваемой на РСВ, то она прогнозирует­

ся достаточно точно, так как рынок функциони­ рует по определенным, уже устоявшимся пра­ вилам, а эффективность и издержки каждой станции известны. Прогнозная модель позволя­ ет имитировать поведение всех участников тор­ гов. На 4–5 лет делается почасовая имитация. На 15 лет — укрупненная.

Конкурентный отбор мощности — это так­ же биржевое ценообразование. Зная объем спро­ са и объем имеющейся мощности, можно под­ считать, какой объем мощности не будет ото­ бран. «Мы можем предположить, какие станции не будут отобраны через механизм КОМ и будут пытаться получить вынужденный режим. Зная затраты станций, можно смоделировать цены», — пояснил Игорь Савинов.

Прогноз тарифов на тепловую энергию выполняется с учетом как действующей моде­ ли регулирования рынка, так и в варианте его полной либерализации. В будущем это позво­ лит определять прогнозную стоимость тепловой энергии от существующих поставщиков и стои­ мость альтернативных вариантов теплоснабже­ ния заводов с горизонтом 5–10 лет.

«Прогнозная модель дает возможность в дол­ госрочном периоде оптимизировать наше энер­ госнабжение, контролировать долю энергоза­ трат в операционных затратах наших заводов. Мы сможем предвидеть, что будет происходить на рынке, и вырабатывать соответствующие корректирующие действия», — отметил началь­ ник управления тарифной политики и контроля энергозатрат «Газпром нефти» Сергей Андрейчик.

Сейчас модель внедряется и проходит апро­ бацию, актуализируется в соответствии с теку­ щими условиями и макроэкономическими пока­ зателями. Затем она будет встроена в систему управления рисками и принятия управленче­ ских решений в компании. По словам Сергея Андрейчика, такая модель прогнозирования позволит получить конкурентное преимущество перед другими предприятиями нефтепереработ­ ки в части оптимизации энергозатрат. 

УПРАВЛЕНИЕ ПО СТАНДАРТУ

Программа энергосбережения в блоке логистики, переработки и сбыта (БЛПС) включает в себя различные технологические мероприятия, направленные на экономию энергоресурсов. Однако ключевые вопросы с точки зрения эффективности ее реализации — грамотное стратегическое управление и постоянный контроль. Поэтому в 2012 году на перерабатывающих предприятиях «Газпром нефти» началось внедрение системы энергоменеджмента,

соответствующей требованиям международного стандарта ISO 50001:2011. Стандарт вобрал в себя лучшие мировые практики по организации системной деятельности в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Работа в компании началась с верхнего уровня — была создана методическая и организационная основа для оптимизации процесса потребления энергетических ресурсов и системного управления данным процессом. В соответствии с утвержденной генеральным директором энергетической политикой «Газпром нефти» разработаны и введены в действие основополагающие общекорпоративные документы, в том числе внутренний стандарт «Система энергоменеджмента предприятий БЛПС ОАО «Газпром нефть» как главный руководящий корпоративный документ для внедрения системы и «Техническая политика в области энергоэффективности», содержащая совокупность конкретных технических решений и рекомендаций по проектированию, эксплуатации и модернизации энергетических систем и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Площадкой для пилотного проекта по внедрению системы энергоменеджмента стал Омский

НПЗ. Работа проходила при методической поддержке ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России. В конце 2014 года система успешно прошла сертификацию — аудит завода провела некоммерческая британская компания BSI. По словам генерального директора BSI Management Systems CIS Дмитрия Ярцева, впервые в истории сертификации по стандарту энергоменеджмента 50001 крупное промышленное предприятие прошло аудит без единого несоответствия.

Что же меняется на предприятии в результате внедрения системы энергоменеджмента? Ранее вопросы повышения энергоэффективности в основном решались через разработку и реализацию энергосберегающих мероприятий

врамках системы повышения производственной эффективности и включались в соответствующую программу наряду с мероприятиями других направлений. Конечно, задачи энергосбережения входили и в сферу ответственности главного энергетика, однако приоритетны для него все же вопросы эксплуатации и надежности энергетического оборудования.

Стандарт же предполагает обеспечение энергосбережения не только через поиск, формирование и реализацию организационно-тех- нических мероприятий, но и обеспечение энергосбережения через операционное ежесуточное управление режимами энергообеспечения и энергопотребления. В том числе: развитие системы индикаторов энергоэффективности оборудования и технологических установок, методов и средств энергоучета; обеспечение соблюдения требований энергоэффективности

взакупочном и инвестиционном цикле в части энергетических характеристик приобретаемого