Минэнерго направило в правительство концепцию расчета тарифов для электросетей.

В министерстве настаивают на внедрении принципа "бери или плати", несмотря на критику.

Минэнерго направило в правительство России концепцию финансирования деятельности электросетевых компаний, продолжая настаивать на фиксации в законодательстве принципа "бери или плати", о чем ранее неоднократно просила группа "Россети".

Минэнерго, по словам источников, считает обоснованным переход на оплату услуг по максимальной мощности, заявленной потребителем при ТП к сетям. Такой порядок расчета стоимости услуг по передаче электроэнергии позволит обеспечить более справедливое распределение между потребителями стоимостной нагрузки в части компенсации сетевым организациям условно-постоянных затрат на содержание сетей, полагают в министерстве.

Ранее с критикой предложенной "Россетями" схемы оплаты услуг по передаче электричества выступил Минпромторг. В письме вице-премьеру по ТЭКу Александру Новаку ведомство указывало на то, что ее реализация негативно скажется на операционных показателях предприятий и может привести к отказу от инвестпроектов, сообщал в феврале 2024 г. "Коммерсантъ".

При подготовке отзыва Минпромторга учитывались позиции нескольких крупных ассоциаций промышленных потребителей электроэнергии – "Русской стали" (лобби заводов черной металлургии), "Союзцемента", Российской ассоциации производителей удобрений. Все они крайне негативно восприняли инициативы "Россетей", следует из переписки с Минпромторгом, с которой также ознакомились "Ведомости". В частности, в "Русской стали" оценивали дополнительную ежегодную нагрузку на "крупное метпредприятие" в 2 млрд руб. Против нового порядка расчетов выступила также Ассоциация индустриальных парков России, говорит один из собеседников "Ведомостей". Серьезные возражения были и у Минстроя, знает другой собеседник, знакомый с позицией ведомства.

✅ Директор "Сообщества потребителей энергии" (объединяет энергоемкие предприятия) Валерий Дзюбенко напоминает, что с 1 июля потребители свыше 150 кВт начнут при ТП оплачивать не только "последнюю милю", но и так называемую инвестсоставляющую сетевых компаний, т. е. затраты на расширение и реконструкцию инфраструктуры. "Платежи бизнеса за подключение и так возрастут в 2-3 раза. Желание "Россетей" получать деньги за неоказанные услуги, вместо того чтобы работать над собственной эффективностью, понятно, но неприемлемо", – категоричен он. По мнению Дзюбенко, потребители вместо подключения к ЕЭС будут вынуждены активнее строить собственную генерацию.

Подробнее в материале Александра Волобуева издания "Ведомости"

Вы слышали о пике Ленинградской области и иркутской впадине? А об экономической геодезии?

Уверены, что нет. Мы сами случайно их открыли.

В мыслях о том, насколько велика наша страна и насколько самобытны её уголки, мы решили проверить, соответствуют ли реальности наши представления об условиях ведения бизнеса в регионах. Для оценки мы выбрали важный, и как мы думали, объективный параметр – уровень одноставочного тарифа на передачу электроэнергии. Он ведь – продукт сложных расчетов и балансирования различных экономических показателей и поэтому должен беспристрастно отражать объективные факторы вроде сложности строительства и эксплуатации электросетевого комплекса регионов, не правда ли?

В процессе изучения вопроса мы столкнулись с тремя сложностями.

✅ Первая – необходимость вручную собирать данные по десяткам источников. Конечно было бы гораздо удобнее не только нам, но и потенциальным инвесторам, промышленным энергоемким компаниям, аналитикам и журналистам, да даже властям соседних регионов просто посмотреть данные на каком-нибудь едином ресурсе. Возможно, в будущем так и будет. Эту сложность мы преодолели.

✅ Вторая – представить результат в удобном для восприятия виде. Помня о разнообразии ландшафтов нашей страны, мы разложили полученные данные в виде высотных отметок и получили настоящий тарифный ландшафт Российской Федерации, а заодно и новую дисциплину – экономическую геодезию.

❌ А третья так и осталась непреодолённой. Картинка получилась настолько необычной, что мы не можем объяснить, почему пики и впадины на тарифном ландшафте оказались совсем не в тех регионах, где их следовало бы ожидать. Оставляем вам возможность изучать картинку, делать выводы и задавать вопросы.

Картинка в более высоком разрешении тут: https://www.np-ace.ru/media/filebrowser/tariff/landscape.pdf

#энергетикишутят

⚡️⚡️Когда потребители решили прокатиться на карусели одноставочных сетевых тарифов от Иркутской тарифной впадины ВН-НН до пика НН Ленобласти

Владимир Тупикин: «Инвестиционные договоры между потребителями и генераторами могут стать эффективным инструментом строительства ВИЭ на Дальнем Востоке и решения проблемы дефицита»

В ходе выступления на круглом столе «Энергопереход на Дальний Восток: ВИЭ-генерация как источник надежной и доступной электроэнергии!», организованном Ассоциацией развития возобновляемой энергетики при поддержке РЭА Минэнерго России, председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению ПАО «СИБУР Холдинг» Владимир Тупикин отметил, что сейчас настал «золотой час» для развития ВИЭ на Дальнем Востоке.

«Хотя сегодня, в процессе «разворота на Восток», который выполняет российская экономика, вопрос «зелёности» поставляемых энергетических ресурсов не является столь же приоритетным для наших партнеров, каким он был для европейских стран, этот тренд меняется, и в ближайшем будущем вопрос развития возобновляемых источников энергии встанет в полный рост», - отметил Владимир Тупикин. В качестве примера он привел проект Амурского газохимического комплекса, строящегося компанией СИБУР в содружестве с China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec): «основным драйвером для проекта Амурского ГХК была возможность использовать «зелёную» энергию ГЭС».

По мнению Тупикина, представленные Системным оператором и Минэнерго прогнозные балансы региона показывают возможный дефицит электрической энергии, который может быть успешно преодолён с помощью строительства генерации на ВИЭ.

Для строительства новых объектов «зелёной» энергетики Тупикин предлагает использовать новый механизм – отношения между генератором и потребителем в рамках прямого инвестиционного договора (ИД). По его мнению, ИД способен успешно заменить традиционный ДПМ-образный договор. Основное отличие ИД от строительства собственной генерации состоит в том, что и потребитель и генератор остаются в рамках правоотношений оптового рынка, сохраняются тарифы на передачу, а экономический эффект достигается за счет дисконта к нерыночным мощностным надбавкам. Окупаемость такого проекта возможна на горизонте 15 лет. «Инвестиционный договор с одной стороны будет выполнять роль ценового бенчмарка, показывая реальную стоимость строительства генерации, а с другой – такая форма позволяет оперативно реагировать на изменения в энергосистеме – это быстрое решение для проблемы быстрых дефицитов, создаваемой быстрыми потребителями», - отметил Владимир Тупикин.

Презентация В.В. Тупикина на круглом столе «Энергопереход на Дальний Восток: ВИЭ-генерация как источник надежной и доступной электроэнергии!»

Обратите внимание: на РМЭФ в Питер собирается представительная и содержательная команда

В рамках Конгрессной программы XII Российского Международного энергетического форума в Санкт-Петербурге 24 апреля 2024 года с 16:00 до 18:00 Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ) проведет Стратегическую сессию «Дифференцированные тарифы в электроэнергетике: риски и возможности».

Свое участие уже подтвердили спикеры:
✅ Михаил Андронов – генеральный директор ООО «Русэнергосбыт»
✅ Дмитрий Васильев – начальник Управления регулирования электроэнергетики ФАС России
✅ Валерий Дзюбенко – директор Ассоциации «Сообщество потребителей энергии»
✅ Олег Ефременков – Начальник Управления сопровождения рынков с регулируемым ценообразованием Ассоциации «НП Совет рынка»
✅ Алексей Малухин – председатель Комитета по тарифам Санкт-Петербурга
✅ Наталья Невмержицкая – председатель Правления Ассоциации ГП и ЭСК
✅ Олег Огиенко – директор по взаимодействию с государственными органами ООО «УК «Битривер»
✅ Сергей Сасим - директор центра исследований в электроэнергетике Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей ВШЭ
✅ Владимир Тупикин – директор по энергетике и ресурсообеспечению ПАО «СИБУР Холдинг», член Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики

Модератором дискуссии выступит главный редактор одного из самых авторитетных отраслевых СМИ – газеты «Энергетика и промышленность России» Валерий Пресняков.

О чём собираемся поговорить? Как минимум последние 20 лет тарифы на электроэнергию для населения в большинстве регионов страны занижаются, и промышленные потребители вынуждены «доплачивать» энергетикам за сохранение низких бытовых тарифов через механизмы перекрестного субсидирования.

Сама идея предоставить населению возможность платить за электроэнергию по льготной цене естественна для социально ориентированного государства. Но при отсутствии должного контроля со стороны региональных властей и регуляторов, эту льготу незаслуженно «приспособили» для себя те, кто не имел на неё права. В результате недобросовестные предприниматели, подключившиеся по «серым» схемам, потребляющие электроэнергию в промышленных масштабах, и очень крупные домохозяйства с элементами роскоши платят за это по сниженным тарифам для населения, т.е. перекладывают заметную часть своих расходов на бюджет и промышленность. То есть, буквально за мастерские в сараях, банные комплексы, «серые» майнинговые фермы, особняки с бассейнами, электрообогревом дорожек платит промышленность или бюджет.

В ходе мероприятия планируем обсудить один из наиболее актуальных вопросов в электроэнергетической отрасли – эффективность перекрестного субсидирования.
❇️ какое перекрестное субсидирование препятствует экономическому развитию страны?
❇️ кто на самом деле платит за «серый» майнинг, недобросовестных предпринимателей и подогреваемые бассейны?
❇️ почему лжельготники создают угрозу для кошельков обычных потребителей?
❇️ в каких регионах дифференцированные тарифы введены «для галочки»?
❇️ какие меры реально помогут сбросить оковы перекрестного субсидирования?
На эти и другие вопросы попробуют ответить участники мероприятия. Эксперты АСПЭ представят свой обзор итогов тарифной кампании в регионах России и расскажут о действенных механизмах снижения объема перекрестного субсидирования, позволяющих сохранять льготные тарифы для тех, кто в них действительно нуждается.

✳️✳️✳️

Кроме того, 25 апреля 2024 года, с 10.00 до 13.00 директор АСПЭ Валерий Дзюбенко выступит сомодератором круглого стола «Собственная генерация VS централизованное энергоснабжение: рациональные решения для обеспечения энергоемких производств и капитальных объектов», организованном редакцией газеты «Энергетика и промышленность России».

Новости о РМЭФ – на официальном канале Форума

Владимир Тупикин: «Обеспечивать энергоснабжение предприятий при текущих подходах к регулированию становится всё сложнее»

В ходе доклада «Умное и ответственное инвестирование в энергетике для роста экономики», прозвучавшего на проводимом ФАС России Практическом семинаре в сфере тарифного регулирования, Председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению СИБУРа Владимир Тупикин отметил что в энергетической отрасли накопился отрицательный заряд нерешённых проблем.

Основные тезисы доклада:

Платежи потребителей не смогут обеспечить необходимый объем инвестиций в электроэнергетику до 2050 года. Основные вводы генерации пришлись на 70-е годы прошлого столетия, значительная часть парка устарело и требует замены. До 2050 года стране потребуется порядка 90 ГВт новой генерации. Под это обновление нужно будет где-то найти и заплатить около 33 триллионов рублей сверх обычного платежа за мощность, растущего на 5% ежегодной индексации. Это стратегическая проблема. У промышленности нет таких «заначек».

К проблеме отсутствия источников для обновления генерации добавляется:
🔴 Рост оптовой цены на газ для промышленных потребителей - на 32,4 % за полтора года.
🔴 Рост объема перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе - 26,9% за 3 года.
🔴 Фактический прирост тарифов на услуги по передаче электроэнергии для промышленности по сетям ЕНЭС - 39,2% за 3 года при накопленной инфляции 29,2%.

Темпы прироста непрозрачны и непредсказуемы. В этих условиях крупным предприятиям нужно строить инвестиционные программы, основа которых - корректный прогноз стоимости потребляемых энергоресурсов. В текущих реалиях регулирования обеспечить предсказуемость становится всё сложнее.

Об инициативах энергокомпаний:
❇️ Продление КОМмод - самый дешёвый для энергокомпаний способ модернизации парка теплоэлектростанций, выработавших свой жизненный цикл. Но продление КОМмод после 2031 года – это заход на второй круг, модернизация уже модернизированных в первые волны КОМмода объектов. Это контрпродуктивно. Такое оборудование нужно не модернизировать, а менять.
❇️ «Take-or-pay» в электросетях и в газе. Инициатива понятная, но несправедливая и односторонняя без возможности перераспределять излишки мощности.
❇️ Снижение порога мощности генерации для обязательной работы на опте с 25 до 5 МВт. Все ради того, чтобы перераспределить на розничных потребителей около 17 млрд нерыночных надбавок и около 38 млрд электросетевых платежей в год. Для этого промышленности придется доплачивать ещё около 55 млрд рублей в год только за работу на оптовом рынке, не считая расходов на доработку схем выдачи мощности, ПО для учета и телеметрии и т.п. затрат. При этом перевод собственной генерации в островной режим, без связи с ЕНЭС обойдется всего в 90 млрд рублей. Не хочу делать выводы за рачительных хозяев, но он напрашивается сам собой.

Предлагаемые подходы к решению проблем:

✅ Инвестиционный договор, аналог существующей в международной практике PPA (Power Purchase Agreement). Это возможность заключить договор, по которому потребитель оплачивает и CAPEX и OPEX и покупает всю выработку электростанции, а генератор эту станцию строит. Главное – они оба подчиняются правилам диспетчерского управления внутри энергосистемы, сетевые услуги оплачиваются полностью, требования по локализации оборудования не предъявляются. Это сделает правоотношения экономически оправданными и для генератора, и для промышленного потребителя. Инвестдоговор является более экономичным способом инвестирования, чем ДПМ. Актуальные проблемы дефицита на Дальнем Востоке, строительства ВИЭ могут решаться предложенным способом.

✅ Отмена запрета на перераспределение избытков мощности, которую потребитель «take» и за которую он должен «pay», то есть, вторичный рынок электрической мощности и балансирующий рынок газа. Это будет справедливый по отношению к потребителю подход к ресурсообеспечению.

✅ Независимая проверка обоснованности размера оплаты за присоединение к сети. Возврат к инвестиционной составляющей в плате за техприсоединение будет распространяться «по всей длине сети», и для ряда потребителей её многократный рост будет несовместим с эффективностью развития любого вида производства.

✅ Использование дополнительной эмиссии акций и бюджетных субсидий для финансирования масштабных федеральных инвестиционных проектов ПАО «Россети» (БАМ, Транссиб и др.)

✅ Возврат к единой оптовой цене на газ. Рост цены газа для промышленных производств существенно выше, чем для производителей тепловой и электрической энергии. При этом промышленные производства могут иметь в своём составе объекты тепловой генерации, используемые для нужд муниципалитетов, и повышенная цена газа для них является ещё одним видом скрытого перекрестного субсидирования.

✅ Установление реальных дифференцированных тарифов на электроэнергию для населения. Мы благодарны регуляторам за то, что они занимаются этим вопросом. Корректный расчёт уровней дифференциации позволит исключить случаи необоснованного обогащения за счёт низких субсидируемых тарифов.

Выступление В.В. Тупикина на семинаре ФАС

Правительство утвердило постановление по целевой модели управления спросом

Постановление Правительства РФ направлено на внедрение целевой модели управления спросом на электроэнергию.
 
Документ определяет перечень требований к исполнителям услуг управления изменением режима потребления электроэнергии, порядок отбора таких исполнителей, порядок оплаты их деятельности, а также методику учёта при проведении конкурентных отборов.

В июле 2019 года был запущен пилотный проект по управлению спросом. Он закончился в декабре 2023 года. Результаты признаны успешными и поэтому было принято решение о переходе к целевой модели, которая позволяет учитывать ресурсы управления спросом не только на рынке электрической энергии, но и на рынке мощности.

Документ предусматривает переход на целевую модель агрегации спроса электроэнергии. Это позволит агрегаторам спроса управлять потреблением в определённые часы нагрузки, например, в пиковые. А взамен, если они снижают потребление, получать за это компенсацию. Вносимые изменения не несут рисков для конечных потребителей.

Инициатива вывести на ОРЭМ генераторов от 5 МВт увеличит расходы промышленности более чем на 100 млрд рублей в год

В ходе заседания Секции по вопросам антимонопольного законодательства Экспертного совета при Комитете Госдумы по энергетике на тему: «Пересмотр порога мощности для выхода объектов распределенной генерации на ОРЭМ: снизить, увеличить или оставить как есть» под руководством Первого зампреда Комитета Валерия Селезнева, АСПЭ представила своё видение последствий принудительного вывода на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) объектов мощностью от 5 МВт.

Общая мощность объектов генерации, подпадающих под инициативу, - около 5 ГВт на 329 электростанциях в 59 субъектах РФ. Из них:
✅243 электростанции в 46 субъектах РФ суммарной мощностью 3,5 ГВт на промпредприятиях (почти половина - 1,4 ГВт - работает на утилизацию побочных продуктов от ПНГ до лузги подсолнечника):
- добыча и переработка полезных ископаемых
- металлургия
- тепличные комплексы
- сахарные заводы
- ЦБК
- масложировые заводы
✅ 86 станций в 45 субъектах РФ мощностью 1,5 ГВт – региональные ТЭЦ (обеспечивают отопление и ГВС).

🎯 Заявляемая цель с точки зрения эффектов для ОРЭМ – распределение нерыночных надбавок. По оценке АСПЭ это возможность распределить на «новичков» 17,7 млрд руб. в год. Но для этого потребителям нужно будет тратить 60,2 млрд в год (модернизация и эксплуатация оборудования по регламентам ОРЭМ). В настоящее время строительство, модернизация, техобслуживание и ремонты розничных объектов обеспечиваются собственниками без применения субсидий, льготных инвестмеханизмов, надбавок и т.п.

Кроме того, вытеснение розничных объектов на ОРЭМ приведет к росту цены электроэнергии на РСВ и платежа за мощность за счет:
• смены ценозамыкающих станций: у малой генерации выше УРУТ, отбор не гарантирован и объекты могут массово стать вынужденными
• увеличения платежа за мощность из-за частичного перехода бывших розничных объектов в статус вынужденных «по теплу» с ценой выше КОМ (например, Мобильные ГТЭС Россетей мощностью 22,5 МВт с ценой 382 тыс руб/МВт, КИУМ 0,4-0,6%, 19 объектов совокупной мощностью 417 МВт)
• увеличения цены КОМ из-за с повышенной аварийности объектов и необходимости дополнительного отбора мощности

Появятся дополнительные затраты регуляторов (усложнение расчетной модели СО и расчетов ТБР ФАС, администрирование множества мелких объектов, включая выдачу паспортов готовности к ОЗП и прочих процедур)

🎯 Вторая цель - рассальдирование блок-станций с оплатой неоказываемых услуг по передаче
Эффекта можно ожидать только от 3,5 ГВт станций промпредприятий. Попытка «оптовизации» ТЭЦ ничего не даст – эти 1,5 ГВт придется просто закрыть, т.к. экономически эффективная работа на ОРЭМ для них невозможна. Получим 90 городов с проблемами теплоснабжения.
Предлагается ввести оплату неоказанной сетевой услуги.
Доп.затраты реального сектора экономики составят 36 млрд руб в год без каких-либо изменений в перетоках мощности, ответственности за качество электроснабжения со стороны сетей.
По ФЗ-35 «Об электроэнергетике» услугой по передаче электроэнергии является комплекс мер, обеспечивающий фактическую ее передачу через технические устройства электрических сетей. По ГК РФ оплате подлежат фактически оказанные услуги, а не период времени, когда заказчик не пользовался услугами, несмотря на готовность исполнителя их оказать.

Наш прогноз: массового перехода на ОРЭМ не будет. Сейчас нет запрета для генерации выходить на ОРЭМ от 5 МВт, но его не происходит по обозначенным выше причинам.

3,5 ГВт розничной генерации перейдут в островной режим, без связи с ЕНЭС. Срок окупаемости перехода в островной режим 9-12 месяцев. Суммарные затраты по оценке АСПЭ – около 95,3 млрд. Есть возможность существенного снижения капзатрат на переход за счет разделения нагрузки предприятий на две части:
🏭 переведённой на питание от действующей электростанции в изолированном режиме
🔗 сохраняющей присоединение к внешним сетям

Уже сейчас даже в Московском регионе есть такие изолированные энергосистемы!

Как выяснил “Ъ”, Минэнерго предлагает правительству установить стоимость модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 «РусГидро» на 360 МВт на уровне 63,6 млрд руб. Госхолдинг запустил первый энергоблок на 120 МВт с опозданием 1 апреля без утвержденного CAPEX, поэтому получает низкий тариф за мощность. Теперь «РусГидро» просит регуляторов пересчитать им платежи по более высокой ставке задним числом. Промышленность, которая будет оплачивать мощность станции по повышенной цене, сомневается в обоснованности и оптимальности предложенных ценовых и технических решений и выступает против возложения на неё оплаты несвоевременных действий генкомпании и низкого качества проработки начальных условий, приведших к удорожанию проекта. Подробнее - в материале Полины Смертиной «Ъ»

Строительство новых электростанций предлагают финансировать главным их потребителям

«Сообщество потребителей энергии» предложило правительству перекладывать основной платеж за строительство новой генерации на главных потребителей, ставших инициаторами стройки. Механизм уже предполагается применить при оплате мощности ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии, которая строится под потребности ОАО РЖД, «Полюса» и Иркутской нефтяной компании. Вице-премьер Александр Новак поддержал идею, поручив Минэнерго проработать предложения, описанные в новом материале Полины Смертиной Ъ

Владимир Тупикин: необходимо менять подходы и расширять палитру инвестиционных механизмов в отрасли

Из выступления Директора по энергетике и ресурсообеспечению ПАО «СИБУР Холдинг», члена Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, председателя Наблюдательного совета АСПЭ В.В.Тупикина в ходе Пленарного заседания XII Российского Международного Энергетического Форума «Развитие энергетики России в современных условиях. Новые вызовы: внутренние и внешние» 24 апреля:

Мы проанализировали состав генерирующего оборудования в ЕЭС России и увидели, что 40% парка введено в 70е годы, устарело и нуждается в замене, а не в модернизации. До 2050 года нужно будет заместить 90 ГВт энергетического оборудования. Замена будет происходить с использованием как газотурбинного, так и паросилового – у нас холодная страна – оборудования.

Как профинансировать такую масштабную замену? В стране сложилась многолетняя привычка инвестировать в генерацию за счет прямых платежей потребителей по ДПМ-образным договорам. Поэтому мы посчитали: для замены 90 ГВт промышленность должна будет изыскать 30 триллионов рублей. Нашей промышленности найти эти средства будет, мягко говоря, сложно. Кроме того, все дополнительные затраты промышленности на обновление парка электроэнергетики вернутся к розничным потребителям в виде повышения цены товаров и услуг.

Аналогичная проблема нехватки инвестиционных ресурсов, средств на развитие, есть и у электросетевой компании. Она пытается получить недостающее у той же промышленности, предлагая разнообразные ограничения и нерыночные механизмы сбора средств.

Предложения, которые мы даем регуляторам: для сетевой компании – допэмиссия. Для генерации: привлечение институтов государственного финансирования и партнерства. Предлагаем расширить палитру инвестиционных механизмов за счет инвестиционных договоров. Пробным шагом в применении механизма инвестдоговоров может быть строительство ВИЭ-генерации на Дальнем Востоке, где прогнозируется дефицит мощности и электрической энергии.

Отработав механизм на ВИЭ, мы сможем распространить его и на строительство традиционной генерации.

О Demand Response:
DR – добровольное ограничение потребления в пиковые часы. Сегодня в этом механизме задействованы только промышленные потребители. Снижая нагрузку по команде диспетчера они «срезают» пик потребления, выравнивают график, т.е. DR по сути является недорогой альтернативой строительству дополнительной генерации.

О перекрестном субсидировании:
Мы с пониманием относимся к тому, что государству нужно решать социальную проблему снижения тарифа на электроэнергию для населения. Но не можем смириться с тем, что объем перекрестного субсидирования постоянно растёт. Поэтому мы приветствуем шаги, которые делает правительство – введение дифтарифа для населения. Установив разумные уровни потребления мы с одной стороны не увеличим расходы большинства нормальных бытовых потребителей, а с другой – это позволит отсечь от использования тарифа для населения тех, кто не имеет права на льготы – серых майнеров и миницеха. Мы же понимаем, что если домохозяйство потребляет 50 000 кВт*ч в месяц – это не бытовое потребление.

Еще одна сторона перекрестки - дифференциация тарифа на газ для промпотребителей в зависимости от ОКВЭД. Это вносит постоянную сумятицу. Постоянно возникают вопросы, имеет ли право на сниженный тариф промышленный объект, у которого на балансе ТЭЦ, обеспечивающая муниципальные нужды. И тут мы поддерживаем решение, противоположное решению по тарифу на электроэнергию для населения – вернуться к единым тарифам на газ для всех промышленных потребителей, включая электроэнергетику и коммунальный сектор.

Участники сессии на РМЭФ-2024 обсудили итоги борьбы с «перекресткой» и варианты решения проблемы
https://www.eprussia.ru/news/base/2024/3982200.htm

С 2025 года учет отрицательных ставок перекрестного субсидирования, согласно приказу ФАС РФ (N 141/22), будет запрещен, напомнил директор Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко, выступая на стратегической сессии «Дифференцированные тарифы в электроэнергетике: риски и возможности» в рамках РМЭФ-2024. И предложил в случае пересмотра (отмены) тарифов на второе полугодие текущего года предусмотреть ликвидацию отрицательных ставок. #перекрестное_субсидирование #новости_энергетики #РМЭФ

«РусГидро» хочет отказаться от строительства малой ГЭС в Дагестане по программе поддержки ВИЭ.
Госхолдинг при этом просит регуляторов отменить штрафы за отказ от проекта. Промышленность выступает против отмены штрафа, не желая поощрять «безответственный подход к планированию и необязательность в отношении необходимого энергосистеме объекта». Читаем свежий материал Полины Смертиной в Ъ