В рамках работы Экспертного Совета при Комитете Государственной Думы по энергетике совместно с коллегами провели сегодня заседание секции по вопросам законодательного обеспечения электроэнергетики и комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (когенерация). На повестке стояло обсуждение проекта Постановления Правительства Российской Федерации о резерве сетевой мощности. Тема достаточно сложная, а полярность мнений всех участников рынка очевидна. На мероприятие было заявлено 70 человек, при этом фактически подключившихся оказалось более 120, что в итоге привело к техническим неполадкам и даже необходимости выделения для проведения мероприятия резервного канала. Актуальность рассматриваемой темы очевидна.

Сегодняшний этап обсуждения был необходим и, надеюсь, оказался полезным. На заседании была подчёркнута необходимость и важность учета затрат на содержание и эксплуатацию малоиспользуемого энергетического оборудования. Но был целый ряд вопросов, который вызвал наибольший накал дискуссии.

Отмечалась определенная односторонность подхода переноса затрат на потребителей при том, что во многих крупных зарубежных сетевых компаниях, где уровень пиковой нагрузки трансформаторной мощности практически в два раза больше, основной упор делается на реализацию технических и технологических мероприятий, в том числе цифровизацию управления и спроса. Много вопросов было и по синхронизации сроков ввода платы за резерв и снижения тарифа на услуги по передаче. Одновременность их начала применения большинство участников экспертной группы посчитало более правильным. Часть обсуждения была посвящена вопросу платы за резерв блок станциями, собственной генерацией, что очень важно для развития розничного рынка. Крайне важно в этой части не допустить перекоса баланса интересов инвесторов и энергетиков, сохранить инвестиционную привлекательность данных вложений ввиду их прихода из внешнего контура.

На секции также рассматривался и ещё целый ряд вопросов, но хотелось бы отметить одно важное обстоятельство: все обсуждаемые сегодня изменения могут потребовать коренной перенастройки системы тарифообразования на услуги по передаче электроэнергии. Цена вопроса для нахождения баланса интересов энергетиков и потребителей очень велика, а потому вводить эти правила сразу на территории всей страны одновременно нерационально и, по моему мнению, нецелесообразно.

Дискуссия по теме резерва сетевой мощности будет продолжена как на площадке Комитета Государственной Думы по энергетике, так и на других отраслевых площадках. По итогам заседания будет подготовлено решение секции Экспертного Совета.

Одной из главных тем сегодняшнего заседания Комитета Государственной Думы по энергетике стал вопрос утверждения Решения Комитета по итогам расширенного заседания на тему «Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2035 года».

В июне прошлого года Президентом РФ была поставлена задача обеспечить завершение газификации регионов страны в 2 этапа, к 2024 и 2030 году, а уровень газификации по стране должен достичь 83%, в то время как оставшиеся 17% территорий будут получать необходимые услуги с помощью альтернативных энергоносителей. Комитетом совместно с ответственными ведомствами и экспертным сообществом ведется серьезная работа в части выработки рекомендаций по совершенствованию основных положений генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2035 года.

Так, была подчеркнута необходимая доработка документа в части энергосбережения и повышения энергоэффективности, тарифо- и ценообразования, а также развития водородной энергетики. Необходимыми к достижению целями были отмечены: запуск механизма, обеспечивающего достаточную ликвидность организованных торгов газом с обеспечением паритета цен по сравнению с энергетическим углем; разделение потребителей газа на две категории «участник свободного оптового рынка» и «коммунально-бытовой потребитель»; реализация принципа «бери или плати» с учетом возможности применения принципов коммерческой балансировки газа.

Что касается населенных пунктов, то у нас появились конкретные цифры в вопросе предстоящей газификации страны. Газпромом подписаны программы газификации с 67 регионами, общий объем инвестиций Газпрома по первому этапу составит 526,1 млрд руб. В рамках реализации программ газификации на 2021-2025 полностью газифицировано будет еще 24 региона к уже имеющимся 11-ти. Общая цифра необходимых вложений на период до 2025 года (1 этап) без учета последней мили колеблется в районе 900 млрд рублей. Именно поэтому вопрос поиска примерно 350 млрд руб. из разных источников дофинансирования является главным на повестке дня. Пока конкретного решения нет, но этот вопрос будет одним из основных на предстоящем заседании Госсовета по энергетике. Из допустимого арсенала мер обсуждаются изменение тарифа для газораспределительных организаций (до 35% в зависимости от региона), индексация оптовых цен на газ, «котловой метод» (разделение на два тарифа: федеральный и региональный), а также оптимизация затрат за счет введения механизма единого регионального оператора, который, по мнению Газпрома, призван уменьшить стоимость финального подключения домовладений к газу на треть (оценивается в 100-200млрд руб).

На площадке Комитета Государственной Думы по энергетике провели сегодня заседание секции Экспертного Совета по развитию водородной энергетики.

Всем известно, тема развития этой отрасли в последнее время получает чрезмерное внимание со стороны крупнейших экономик мира, обещающих переход к низкоуглеродному развитию на рубеже ближайших 30-40 лет как раз именно за счет водородных технологий. И не смотря на то, что в истории уже было несколько «ложных восходов» водородной энергетики на рубеже 20 века, становится ясно, что хотя это и сегодняшний «тренд», роль водорода в мировом энергобалансе будет заметно возрастать, а потому нашей стране необходимо уделять большое внимание развитию этой отрасли ввиду наших «стартовых преимуществ». Это и достаточно большая сырьевая база (природный газ, уголь), и особенности нашей энергетики (низкий уровень загрузки генерирующих мощностей), и возможности действующей инфраструктуры (трубопроводы).

В центре дискуссии сегодня стоял вопрос гармонизации законодательства и актуализации стандартов водородной энергетики. В первую очередь в рамках работы требовалось ответить на вопрос – необходима ли на данном этапе разработка и создание единого комплексного законодательного акта, регулирующего отрасль водородной энергетики. С одной стороны, очевидно, что ввиду пока еще «теоретического» этапа становления водородной энергетики в нашей стране (от 70 млн тонн/год мирового производства водорода на долю России сегодня приходится лишь порядка 5 млн тонн/год) создание рамочного закона, по сути ничего не регулирующего, не желательно. С другой стороны, создание единого унифицированного подхода на уровне законодательного акта, вводящего единый понятийный аппарат, а также устраняющий существующие сегодня противоречия между ведомствами в части целеполагания развития, необходимо. В рамках работы секции целесообразность разработки такого закона будет дополнительно изучена.

Вторым вопросом обсуждался выбор подхода в части стандартизации водородной энергетики. В настоящее время фонд национальной системы стандартизации в области водородной энергетики и водородных технологий состоит из 33 стандартов (ГОСТ и ГОСТ Р), преимущественно в области производства, транспорта, заправочных систем и хранения, и его необходимо актуализировать и расширять по мере технологического и научного развития отрасли. На данном же этапе необходимо решить: либо разрабатывать новый единый технологический регламент, включающий в себя обязательные для всех участников рынка техники и стандарты, либо сохранять существующий подход по разработке стандартов под конкретную задачу, но несущих добровольный характер исполнения. Вопрос для нас важный, особенно в свете наступательного развития мировой водородной отрасли.

Интересным был доклад научного руководителя ФГБУН «Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина» и академика РАН Аслана Юсуповича Цивадзе в части разработки и использования безопасных систем хранения и транспортировки водорода в сорбированном и связанном виде. По сравнению с традиционными технологиями хранения и транспортировки компримированного и сжиженного водорода, такой водород уже сейчас на стадии исследований выделяется преимуществами повышенной безопасности хранения и транспортировки, а также большой достижимой емкостью хранения в объеме, достаточном для использования массовыми промышленными потребителями.

Повестка сегодняшнего заседания Комитета Государственной Думы по энергетике оказалась очень насыщенной.

В рамках парламентского контроля заслушали и приняли Отчет о работе Счетной палаты Российской Федерации в 2020 году в части контроля расходов федерального бюджета на топливно-энергетический комплекс. Были отмечены отставания Минэнерго России в исполнении бюджетных ассигнований в части развития рынка газомоторного топлива, неполная реализация ведомством госпрограммы «Развитие энергетики», нецелевое использование ГК «Росатом» средств трех субсидий из федерального бюджета, а также значительное отставание от планов газификации субъектов Российской Федерации. Комитет отмечает высокое качество проведенной работы специалистами Счетной палаты Российской Федерации и поддерживает необходимость повышения качества планирования бюджетных ассигнований и усиления контроля за реализацией проектов топливно-энергетического комплекса.

Вторым важным моментом заседания стал доклад статс-секретаря – заместителя Министра энергетики Анастасии Борисовны Бондаренко о ходе разработки профильным министерством подзаконных актов, необходимых для реализации норм ранее принятых федеральных законов. На балансе ведомства – более 80 подзаконных актов, разрабатываемых только во исполнение прошедших через наш Комитет и принятых Государственной Думой федеральных законов. Более 70% - уже приняты, порядка 20% - разрабатываются и согласовываются, около 10% - либо отложены, либо не нуждаются в принятии ввиду реализации тех же норм посредством Постановления Правительства Российской Федерации. Условились и дальше вести плодотворную и открытую работу по мониторингу хода разработки подзаконных актов.

Самым дискуссионным моментом уже второй раз за последний месяц стало рассмотрение хода реализации рекомендаций по итогам «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Законодательное обеспечение развития рынков газа. Вопросы технологической и коммерческой доступности газа». Вопрос об источниках финансирования газификации в действующей модели ценообразования на газ – самый сложный. По предварительным оценкам, для достижения целевых показателей газификации до 2025 года необходимо до 1 трлн. рублей. В соответствующую программу ПАО «Газпром» заложено 526 млрд. рублей, около 350 млрд. рублей – это обязательства регионов, уже утвердивших программы газификации, но из них подтверждено лишь 164 млрд. рублей. В связи с этим в очередной раз обнажились острые вопросы поиска дофинансирования предстоящей газификации регионов Российской Федерации первого этапа на сумму около 200 млрд рублей. Кроме этого, нужно найти еще порядка 100 млрд. рублей на финансирование «последней мили», подключение домохозяйств к поселковым газопроводам. А после 2025 года вопрос станет еще острее, ведь возможности сетевой газификации близки к исчерпанию, и каждый следующий процент газификации будет еще дороже. При этом обязательным условием является реализация программ без привлечения средств населения, такое условие поставил Президент России в своих поручениях. Пока конкретного решения нет, но этот вопрос будет одним из основных на предстоящем заседании Госсовета по энергетике в конце марта – начале апреля.

Вместе с коллегами обсудили вопросы дополнительной настройки налогообложения добычи нефти с особыми характеристиками (высоковязкой и сверхвязкой) в рамках «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике. Состоявшейся дискуссии предшествовало выездное совещание в г. Ухту, Республику Коми, где на одном из старейших месторождений в России (и единственном, где нефть добывают подземным-термошахтным способом) «Тимано-Печоры - Ярегское» совместно с экспертным сообществом удалось разобрать основные проблемы отрасли.

В Российской Федерации запасы выработанных месторождений составляют порядка 2,9 млрд т., добыча углеводородов на которых за 2019 год достигла 159 млн т. Извлекаемые запасы сверхвязкой нефти, по оценкам специалистов, составляют порядка 2 млрд т., добыча которой в 2019 году не превысила 10 млн т. Учитывая величину запасов высоковязкой и сверхвязкой нефти и зависимость социальной инфраструктуры нефтедобывающих регионов от нефтяной промышленности, вопрос эффективной разработки таких запасов в современных экономических условиях является особым.

И еще более особым он становится в контексте последних налоговых изменений, рискующих поставить эту подотрасль нефтяной промышленности в сложные для необходимого роста условия. Как показывает мировая практика, разработка эффективных технологий для выхода на рентабельную добычу сверхвязкой нефти требует длительного времени и значительных инвестиций, при этом принося устойчивый доход государству в конечном счете. Операционные затраты по добыче такой тяжелой нефти в 3-4 раза превосходят затраты на добычу традиционной нефти. В связи с этим с 2007 года государство стимулировало развитие отрасли введением нулевой ставки НДПИ, а уже с 2012 года ведением дифференцированной ставки по экспортной пошлине на сверхвязкую нефть с коэффициентом 0,1 на период 10 лет. Подобное стимулирование в сочетании с новыми технологическими решениями позволили интенсифицировать разработку таких месторождений в стране.

Последние изменения налогового законодательства конца 2020 года, отменившие часть понижающих коэффициентов к НДПИ, привели к нерентабельности добычи сверхвязкой и высоковязкой нефти в текущих экономических условиях. В связи с этим на повестку ставится вопрос либо о закрытии таких предприятий нефтяной промышленности, либо о необходимости в их стимулировании. По мнению специалистов, отмена льгот в части разработки месторождений сверхвязкой и высоковязкой нефти в долгосрочной перспективе повлечет прямые потери доходов федерального бюджета в связи с сокращением производственных и инвестиционных программ. Неизбежны и другие негативные для финансовой устойчивости регионов последствия, среди которых потеря рабочих мест и снижение доходов населения в ряде зависимых от нефтедобычи регионов.

Возможные налоговые решения сложившейся проблемы и стали предметом дискуссии с экспертным сообществом. Среди самых обсуждаемых мер – расширение категории НДД для рентабельной добычи не с 2024 года, как это запланировано, а с 2022 года, а также введение новых инвестиционных режимов в «ручном порядке» для ряда сложных и затратных проектов хотя бы на уровне их самоокупаемости. Все озвученные инициативы и предложенные финансовые инструменты будут обработаны, проанализированы и направлены в Правительство Российской Федерации по итогам мероприятия для дальнейшей совместной работы Комитета и профильных ведомств.

В преддверии отчета главы Правительства Российской Федерации в Государственной Думе Комитет Государственной Думы по энергетике провел встречу с Министром энергетики Российской Федерации Николаем Григорьевичем Шульгиновым.

Совместно с коллегами обсудили актуальные вопросы развития отечественного ТЭК: на повестке стояло порядка 15 вопросов, где больше половины было отведено отечественной электроэнергетике. В очередной раз возник вопрос по предстоящей газификации субъектов РФ, решение по которому в части поиска дополнительных источников финансирования, по словам Министра, должно быть принято на площадке Госсовета РФ в самое ближайшее время. Поднималась и тема проблемы бывших шахтерских городов, где остро стоит вопрос переселения людей из ветхого жилья. Деньги на это в предстоящую «трехлетку» бюджета уже заложены, однако на практике у людей всплывают сложности в доказательстве «ветхости» согласно существующим регламентам, на что мы попросили Николая Григорьевича обратить особое внимание.

Лично меня интересовало несколько вопросов, на которые я получил комментарии Министра. Одними из главных – вопросы коэффициента использования мощности электростанций, наличия и обоснованности резерва мощностей, а также потенциальный объем вывода из эксплуатации неэффективной генерации в ближайшие 5 лет. Министр заверил в усилении работы Министерства в этом направлении, а потому конкретных результатов мы сможем ожидать в ближайшее время (8 ГВт – планируемый объем вывода лишней и неиспользуемой генерации на первом этапе).

Предметно разобрали и вопрос количества и качества работы территориальных сетевых организаций в целом по стране. По словам Министра, реальное сокращение количества организаций по последним подсчетам возможно в объеме до 40% (от общих 1600). В настоящее время в Правительство РФ внесен проект Постановления, где вопросы критериев отнесения компаний к ТСО, ответственности и качества работы пересмотрены в сторону ужесточения. Дискуссионным моментом в этой части нашего разговора явился вопрос оценки, порядка и сроков реализации механизма консолидации сетевых активов и в первую очередь вопрос собственности и перехода прав.

В части тарифообразования, обратил внимание Министра на увеличение темпов роста сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с 8 коп/кВт.ч в 2011 году до 23,6 коп/кВт.ч в 2019 году и прогноз роста тарифа при полном учете эталонных затрат до 48,8 коп/кВт.ч, что явно выше индекса роста потребительских цен и может негативно сказаться на выручке сетевых компаний. В дискуссии пришли к выводу, что эталонный метод формирования затрат необходим в сегодняшних условиях, но за качеством и обоснованностью самих эталонов нужно устанавливать более жесткий контроль.

Ко мне обратился корреспондент газеты «Известия» с просьбой прокомментировать текущую ситуацию ускорения темпов роста задолженности потребителей за тепловую энергию.

Общемировой кризис, связанный с распространением коронавирусной инфекции СOVID-19, коснулся всех стран, и хотя в Россию он «пришел» немного позже остальных государств, это никак не минимизировало риски в энергетической отрасли. Те проблемы собираемости платежей за поставленные энергоносители, которые сегодня испытывают отечественные отрасли ТЭК, и есть последствия еще далеко не ушедшего кризиса.

Дебиторская задолженность за тепловую энергию в 2020 году увеличилась на 15,5 млрд руб. (+8%) и суммарно превысила отметку в 209 млрд руб. при плановой выручке отрасли в 1,2 трлн руб. Динамика, которую мы видим за первый месяц 2021 года, показывает стремительное увеличение задолженности потребителей в размере 28,7 млрд руб (+13%), при том, что за тот же период (январь-февраль) в 2020 году рост составлял 17,9 млрд руб (+9,2%), а в 2019 – 19,2 млрд руб (+8,6%).

Причины роста неплатежей очевидны – это совокупность факторов: (1) общее снижение темпов развития экономики в связи с пандемией COVID-19, что выразилось в снижении ВВП в 2020 году по сравнению с годом ранее на 3,1%, и что также не могло не отразиться на финансовом состоянии ряда компаний отрасли; (2) снижение реальных доходов населения; (3) недобросовестность отдельных жилищных организаций и бизнеса по оплате ЖКУ; (4) введение Постановлением Правительства РФ No 424 моратория на взыскание неустойки за просрочку оплаты коммунальных услуг и отмена права отключения потребителей-неплательщиков сферы ЖКХ; (5) перевод платежей за поставленную энергию в онлайн формат, что явилось препятствием для определенных категорий граждан.

На сегодняшний день крайне важно решить вопрос задолженности потребителей и обеспечить своевременную оплату услуг за теплоэнергию. В отличие от электроэнергетики, производство и передача тепловой энергии это та отрасль, где уровень рентабельности существенно ниже, а также очень высокий уровень убыточных компаний и практически отсутствует какой-либо запас прочности. Именно поэтому любые сдвиги платежной дисциплины могут привести к снижению надежности и безопасности теплоснабжения особенно в контексте подготовки к отопительному сезону и проведению дорогостоящих ремонтно-восстановительных работ, не говоря уже о финансировании модернизации теплового комплекса.

Комитетом Государственной Думы по энергетике совместно с профильными ведомствами ведется регулярная работа по мониторингу ситуации с платежной дисциплиной во всех отраслях ТЭК и актуализации мер ее повышения. Вопросам теплоснабжения также уделяется особое внимание. В ближайший месяц на площадке Комитета запланировано два крупных мероприятия с привлечением широкой группы экспертного сообщества в части теплоэнергетики – 23 марта состоится «круглый стол» Комитета ГД по энергетике на тему «О ходе выполнения федеральных законов No 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении» с изменениями и дополнениями No 417-ФЗ от 7.12.2011 г. по переходу на замкнутую систему теплоснабжения в городах Российской Федерации», а уже 6 апреля в рамках «круглого стола» будет рассматриваться тема «Развитие когенерации и модернизации систем теплоснабжения России: текущее состояние, проблемы и пути их преодоления». Вопросы повышения платежной дисциплины будут также затронуты в рамках предстоящих мероприятий.

В этой связи, выходом из сложившейся ситуации видится в том числе ограничение сроков действия моратория на начисление пеней по неплатежам за ЖКУ, введение контроля за своевременностью и полнотой оплаты тепловой энергии организаций, финансируемых из бюджетов всех уровней, а также введение адресных мер поддержки отдельным категориям граждан по оплате коммунальных услуг с условием перечисления субсидий на счета РСО.

Говоря о возможных негативных эффектах для бизнеса и промышленности из-за масштабных неуплат за услуги теплоснабжения, повышение роста дебиторской задолженности в этом секторе рискует стать причиной задержки и последующего удорожания реализации новых инвестиционных проектов как в отрасли, так и в других секторах экономики. Ни для кого не секрет, что в рамках существующей тарифной политики сдерживания тарифов сложившиеся тарифные источники не всегда покрывают и текущие платежи, не говоря уже о столь важных для отрасли статей модернизации. Поэтому замедления и удорожания, скорее всего, необходимо ожидать именно здесь. Ну и, безусловно, это вытекающие финансовые потери бизнеса из-за остановок и некачественного по своим параметрам теплоснабжения. Для ряда субъектов теплоснабжения соблюдение таких параметров является критически важным.

Новая пленарная неделя началась со встречи Комитета Государственной Думы по энергетике с представителями Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» в рамках подготовки отчета Председателя Правительства Российской Федерации в Государственной Думе. Главными темами повестки стали вопросы развития атомного энергопромышленного комплекса Российской Федерации, в том числе в части развития новых технологий, международного сотрудничества, результатов деятельности за прошлый год, а также планов развития на будущее. По итогам могу констатировать, что дискуссия получилась очень обстоятельной и продуктивной.

В первую очередь речь зашла о результатах и основных показателях выполнения госпрограммы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса» («РАЭПК») по итогам 2020 года. По данным госкорпорации, ожидаемая оценка эффективности выполнения госпрограммы уже на данном этапе идет с опережением – 100,4%. Так, выработка электроэнергии на атомных электростанциях показывает очередной рекордный годовой рост с 208,8 млрд кВт.ч в 2019 году до 215,7 млрд кВт.ч в 2020 году. Опережение идет и в темпах роста выручки от зарубежных операций к уровню 2011 года – 156,9% в 2020 году. На особом контроле стоит выполнение Поручения Президента Российской Федерации о доведении доли атомной энергетики в энергобалансе страны до 25% к 2045 году при фактическом уровне 2020 года в 20,3%. Так, буквально вчера в промышленную эксплуатацию был введен энергоблок №6 Ленинградской АЭС.

Международная деятельность госкорпорации по-прежнему остается важнейшим направлением развития. Около 70% мирового рынка строительства АЭС – за ГК «Росатом». За прошлый год портфель зарубежных заказов на 10 лет продолжил рост до 138,3 млрд долл., а на весь жизненный цикл - до 204 млрд долл.

Предметами дискуссии также стали вопросы активности «неатомного» бизнеса госкорпорации (ветроэнергетика, обеспечение грузопотока СевМорПути), экологии и радиационной эквивалентности, обращения с отходами и вывода из эксплуатации атомных энергоблоков. В последней части Комитетом была отмечена особая необходимость формирования источников финансирования для выполнения этой работы в будущем в первую очередь по старым объектам. В этом направлении ведется соответствующая законопроектная работа, в настоящее время готовится и согласовывается проект ФЗ «ядерного наследия» со всеми прописанными финансовыми решениями и механизмами.

Обсудили и нашумевший проект энергообеспечения Баимского ГОКа. Выбор в пользу «атомщиков» был сделан, прежде всего, исходя из экономической целесообразности. По расчетам, строительство 4 модернизированных плавучих блоков с ядерными реакторами РИТМ-200 даст потребителю прогнозируемую цену в 6.5 рублей за кВт.ч, что экономически привлекательнее по сравнению со станцией на СПГ. К тому же, это реальный референс, который в дальнейшем позволит нам выйти на мировой рынок атомных станций малой мощности.

В контексте очередного глобального энергетического перехода меня лично интересовал вопрос встраивания отечественной атомной энергетики в актуальный вектор низкоуглеродного развития. До сих пор не ясен статус мировой атомной генерации в контексте Европейской зеленой сделки и, в связи с этим, наступающего трансграничного углеродного регулирования и возможных последствий для отечественной экономики. В этой части госкорпорация заявила, что совместно с Минэнерго России и другими заинтересованными ФОИВ ведется активная работа по определению атомной энергетики в числе низкоуглеродной на всевозможных площадках, в том числе и в рамках ассамблеи ООН и Конвенции устойчивого развития. Работы в этом направлении еще много.

Говоря о будущем атомной энергетики, помимо тематики развития новейших ядерных технологий (двухкомпонентная атомная энергетика с замкнутым ядерным топливным циклом, новое поколение энергоблоков «3+», управляемый термоядерный синтез и инновационные плазменные технологии), обсудили и тему объема мирового рынка атомных станций малой мощности и необходимых шагов для вхождения в него российских «атомщиков». По последним данным, этот рынок уже сегодня оценивается сотнями миллиардами долларов и его освоение является одним из приоритетов компании. Для этого, в первую очередь, необходимо наличие собственных технологических решений, а также определенной доли «референтности»: реализации первых образцов на начальных стадиях внутри страны и их последующего распространения уже на международном рынке. Серьезная работа уже ведется и в этом направлении.

В рамках «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике обсудили с федеральными органами исполнительной власти, субъектами РФ и экспертным сообществом ход выполнения требований федеральных законов № 190-ФЗ от 27.07.2010 г. «О теплоснабжении» с изменениями и дополнениями № 417-ФЗ от 7.12.2011 г. о переходе на закрытую систему теплоснабжения в городах Российской Федерации. По моему личному мнению, дискуссия получилась неоднозначной.

Проблематика использования открытых систем горячего водоснабжения давно известна всем. Далеко не первый год, и уж точно не первый созыв, она обсуждается, необходимость ее решения подтверждается, и в итоге переносится. А положения принятого федерального закона рискуют быть неисполненными.

В соответствии с принятыми 190-ФЗ и 417-ФЗ с 1 января 2013 года подключение вновь вводимых объектов капитального строительства к системам ГВС должно осуществляться только по закрытой схеме, а с 1 января 2022 года открытые системы теплоснабжения должны исчезнуть как вид в принципе. Стоит признать, задача революционна, масштабна и несет с собой много сопутствующих вопросов, особенно в части порядка проведения, источников финансирования и отношения собственности. И если в части постановки задачи применительно к новому строительству оспаривать правоту Закона никто не пытается, правильность постановки задачи в отношении существующего жилфонда все ближе к «дате запрета» оспаривается громче и громче. А по цифрам - на начало 2021 года не менее 60% жилого фонда по стране продолжает осуществлять горячее водоснабжение посредством открытого разбора горячей воды. И в адрес Комитета ближе к этой дате поступает все больше обращений о необходимости ее переноса и пересмотра «обязательности» перехода на закрытую систему.

Что не понравилось: во-первых, в рамках прошедшего мероприятия коллеги из Минстроя и Минэнерго предлагают создать рабочую группу по решению этого вопроса на площадке Комитета, а также просят ускорить рассмотрение разработанного проекта ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» в части переноса установления срока запрета открытых систем с целью успеть до 1 января 2022 года принять его в 3 чтении. Активности в этом вопросе последние 9 из 10 лет с момента принятия Закона не было. Во-вторых, в основном были ссылки на недостаток финансирования и очень длительный срок окупаемости. При этом в выступлениях докладчиков цена перевода одного МКД на закрытую систему ГВС варьировалась от 500 тыс. руб. (г. Озерск, г. Братск) до 12 млн руб. (г. Красноярск, г. Норильск), что, по моему мнению, говорит об отсутствии единой методики подсчета. В-третьих, мы не услышали обоснованных и подтвержденных расчетов обобщенных результатов от перехода на закрытую систему ГВС с учетом всех минусов и плюсов.

По итогам мероприятия будем еще раз просить Правительство РФ предоставить обоснованные расчеты результатов от запланированного перехода, а также рассмотреть возможность принятия целевой государственной программы по финансированию мероприятий по переводу присоединения потребителей к централизованным системам теплоснабжения по закрытой схеме на среднесрочный период и инвестиционному стимулированию ресурсоснабжающих организаций и энергосервисных компаний в тех регионах, в которых есть потребность обеспечить соответствие подаваемой воды санитарно-эпидемиологическим нормам.

Вместе с коллегами обсудили вопросы развития когенерации и модернизации систем теплоснабжения России в рамках «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике. Мероприятие еще на стадии подготовки приобрело большой отраслевой охват и отклик со стороны экспертного сообщества, а потому в своем вступительном слове постарался расставить акценты и обозначить основные проблемные вопросы по концептуальным моментам обсуждаемой тематики.

Ни для кого не секрет, когенерация – самая эффективная технология производства электроэнергии и тепла. Об этом давно знают за рубежом: в перспективе до 2025 года прогнозируется ежегодный мировой прирост мощностей когенерации на уровне 2,8%. В ряде европейских стран (Дания, Финляндия, Нидерланды) показатель распространения когенерации на рынке является наивысшим, составляя 50-60% от общего объема производства электроэнергии. В то же время в России доля комбинированной выработки на тепловых электростанциях общего пользования за последние 30 лет снизилась на треть из-за падения промышленного потребления тепла, утянув за собой и выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Отечественная когенерация оказалась сегодня самым невыгодным сектором в отечественной энергетике: ТЭЦ на оптовом рынке убыточны, потребители массово переходят на собственные источники теплоснабжения, существенная часть генерирующего оборудования, выводимого из эксплуатации, также сосредоточена на ТЭЦ, а строящиеся по ДПМ энергоблоки в основном работают без отпуска тепловой энергии.

И весь парадокс заключается в том, что в стране еще с 2003 года документационно зафиксирована приоритетность работы режимов комбинированной выработки и когенерации: 35-ФЗ «Об электроэнергетике» статья 13 п.1, 190-ФЗ «О теплоснабжении» статья 23 п.8, Энергостратегия-2035. В связи с этим возникают вопросы: почему реально исполняемый курс отличается от принятого государством? Почему ТЭЦ оказались невостребованными на оптовом рынке? Что нам мешает использовать потенциал когенерации в части энергоэффективности и, как следствие, экологии и решения задач по декарбонизации?

Такая ситуация свидетельствует об одном – система экономических отношений в этой сфере выстроена неправильно. Действующая модель не в полной мере учитывает общеэкономический эффект в целом для экономики, раз самая эффективная комбинированная выработка становится в сегодняшних условиях невостребованной и убыточной. И если у нас есть желание обеспечить исполнение 35-ФЗ, 190-ФЗ и положений Энергостратегии-2035 в части когенерации, мы должны пересмотреть систему ценообразования для ТЭЦ на оптовом рынке и изучить более детально совместную работу рынка тепла и электроэнергии, их синергию.

По итогам мероприятия совместно с экспертами постараемся подготовить качественный и проработанный документ с конкретными рекомендациями ФОИВ в части необходимого целеполагания для исправления ситуации.

Прошедшее сегодня заседание Комитета Государственной Думы по энергетике я бы назвал знаковым, поскольку одним из вопросов повестки стало рассмотрение проекта федерального закона №1116605-7 «Об ограничении выбросов парниковых газов», накануне внесенного в Государственную Думу Правительством РФ.

В эпоху энергоперехода, декарбонизации и наступательного трансграничного углеродного регулирования, мы наконец перешли от слов к делу. Законопроект, давно всем знакомый по своей трехлетней истории, направлен на урегулирование отношений, связанных с ограничением выбросов парниковых газов в нашей стране. Но теперь принято решение ухода от «жесткого» регулирования квотирования и штрафов к более «мягкому», «переходному» регулированию, но с более четкой регламентацией. Единственным обязательством теперь становится появление отчетности по выбросам парниковых газов, и то только у крупных эмитентов энергетики и промышленности. Для «малых и средних» вводится механизм добровольных климатических проектов в этой сфере, который, по начальным оценкам специалистов, может стать крайне востребованным у нашего экспортного бизнеса в части снижения углеродного следа производимой продукции. Законопроектом тем самым формируется необходимая правовая основа для получения полной и достоверной информации организаций о выбросах парниковых газов, а также впервые вводится понятийный аппарат в части регулирования парниковых газов. Особо отмечу введение понятия «целевой показатель сокращения выбросов парниковых газов», который будет установлен Правительством Российской Федерации в масштабе экономики с учетом поглощающей способности лесов и иных экосистем.

Так или иначе, законопроект – знаковый. Должное регулирование климатической повестки в нашей стране на законодательном уровне давно назрело, а вместе с тем и возросли риски экономических последствий для отечественного экспорта, если не успеть с внедрением регуляторных механизмов в части углеродного следа. Данный законопроект – первый шаг и этап. По его принятию в течение года будут разработаны 11 нормативно-правовых актов в его исполнение. А в период предстоящей осенней сессии Парламента предполагается рассмотрение законопроекта о «зеленых» сертификатах, что, по сути, будет продолжением этого вектора развития, углубит новейшую практику и настроит новый «климатический» рынок.

Однако главной проблемой законопроекта «Об ограничении выбросов парниковых газов» я вижу не его внутреннее регулирование, а скорее его восприятие на внешнем контуре, его соответствие вектору мирового низкоуглеродного развития и, в частности, Европейской Зеленой сделке (в т.ч. по количественным показателям и составу применяемых механизмов). Будет ли этого достаточно, чтобы наша продукция, ориентированная на экспорт, не столкнулась с «трансграничным барьером» и не подверглась дополнительному «углеродному налогообложению»? И будут ли основные положения, заложенные в этом законопроекте, приняты нашими зарубежными партнерами? Это во многом зависит от усилий наших министерств и ведомств (Минэкономразвития, Минэнерго, Росгидромет, Минпромторг, МИД) и в целом Правительства РФ в предстоящих переговорных процессах и консультациях. Пожелаем им удачи в этом непростом деле.

А пока, в качестве первых шагов, вместе с коллегами поддержали данный законопроект и рекомендовали его к принятию в первом чтении с небольшими поправками. Внимание Правительства должно быть уделено ряду парниковых газов (метану и гексафториду серы), подлежащих вводимому законопроектом учету, которые сегодня широко используются в отечественном электроэнергетическом комплексе на объектах электротехнического оборудования с использованием гексафторида серы (элегаза): высоковольтные выключатели, трансформаторы и комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ). Они не могут быть фактически замещены ввиду отсутствия технологических решений без элегаза для определенных номинальных классов напряжения. Таким образом, мы рекомендовали, чтобы при установлении целевого показателя сокращения выбросов парниковых газов для отраслей экономики учитывались особенности применяемых технологий производства продукции, выполнения работ и оказания услуг. Данный вопрос мы совместно с коллегами проработаем ко второму чтению.

Стратегия низкоуглеродного развития Российской Федерации на период до 2050 года стала центральной темой состоявшегося «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике.

На сегодняшний день более 100 государств объявили о достижении углеродной нейтральности на разных временных этапах ближайшего будущего. В нашей стране об этом речи не идет, однако мы должны быть готовы к возможным вытекающим из этого рискам, особенно на западном направлении. 42% всего российского экспорта приходится на страны Евросоюза, в то время как подсчитанные убытки для нашей экономики при введении углеродного сбора на границе с ЕС в 2023 году на уровне в 30 долл. за тонну выбросов эксперты оценивают в 33 млрд евро на рубеже 2025-2030 годов.

Именно поэтому в зените обсуждения – декарбонизация отечественных энергоемких отраслей и, в частности, отечественной энергетики. За прошлый 2020 год более 83% в структуре выбросов парниковых газов отводится именно энергетической промышленности. Сокращение антропогенных выбросов в атмосферу парниковых газов сегодня напрямую связывают именно с отказом от ископаемого углеводородного топлива в пользу ВИЭ. Какими бы популярными в мировой низкоуглеродной повестке технологии возобновляемой энергетики не были, в нашей стране реализация программ «ДПМ ВИЭ 1.0 и 2.0» позволит заместить сжигание ископаемого топлива и снизить выбросы СО2 до 6,4 млн тонн СО2 ежегодно к 2025 году и до 19 млн тонн СО2 ежегодно к 2035 году. Это сокращение всего лишь порядка 1% от всех выбросов углекислого газа в РФ. Очевидно, этого недостаточно.

Одним из приоритетных направлений, на мой взгляд, должно стать изменение структуры нашего энергобаланса с более быстрым внедрением новейших технологий: двухкомпонентной атомной энергетики с замкнутым циклом, технологий ГТУ и парового риформинга природного газа с технологиями улавливания CСS, технологий референтных энергоблоков, а также гидроэлектростанций малой мощности. Но особо подчеркнуть хотелось бы другой, более действенный способ декарбонизации отечественных энергоемких отраслей, который в нашей стране на практике вспоминается нечасто. Сегодня меры по повышению энергосбережения и энергоэффективности составляют почти 90% рентабельного потенциала сокращения выбросов парниковых газов. Среди таковых можно выделить: инвестиции в модернизацию ТЭЦ и переход на ПГУ в энергетике; повышение эффективности потребления электро- и тепловой энергии в МКД; повышение эффективности потребления в бюджетном секторе; снятие регуляторных барьеров для энергосервисной деятельности; стимулирование проведения энергосберегающих мероприятий субъектами МСП.

Все эти направления должны быть поддержаны государством с помощью различных механизмов для их более широкого внедрения в жизнь. Именно эти направления энергосбережения могут сделать нашу энергетику еще более низкоуглеродной, обеспечив конкурентоспособность нашей продукции на внешних рынках при введении трансграничного углеродного регулирования.

По итогам мероприятия могу резюмировать, что отраслевой охват был достаточно большой и насчитывал более 100 человек экспертов, а потому ожидаю проработанный и качественный документ в формате рекомендаций «круглого стола» в части совершенствования Стратегии низкоуглеродного развития, который мы вместе с коллегами подготовим в ближайшие недели.

Сегодняшнее заседание Комитета Государственной Думы по энергетике получилось очень содержательным – на повестке стояло рассмотрение 10 вопросов.

Главным из них, безусловно, стало обсуждение проекта Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2035 года, который планируется к рассмотрению в Правительстве РФ уже на следующей неделе. На сегодняшний день мировая нефтяная отрасль переживает определенную турбулентность в части ценообразования и прогнозируемых объемов добычи и спроса. Эксперты прогнозируют падение доли нефти и газа в мировом энергобалансе с текущих 54% до 46% (конкретно нефти – до 23%) к 2040 году, при росте доли ВИЭ с 2% до 8%, биоэнергии с 9% до 11%. При этом около 50% валютных доходов нашего бюджета основаны на экспорте нефти и газа (конкретно нефти – 30%). Именно поэтому актуализация развития отечественного нефтяного комплекса согласно проводимому в мире энергетическому переходу стоит на повестке одной из главных задач всех профильных министерств и ведомств.

Цель обновленной стратегии развития – монетизация нефтяного сырья в меняющихся условиях мирового рынка спроса и потребления. Всем очевидно, доля нефти в мировом балансе будет и дальше снижаться, а потому задача – успеть монетизировать имеющиеся у страны ресурсы параллельно с технологическим процессом развития новых с точки зрения востребованности направлений нефтегазохимии с целью направить получившие с этого валютные доходы на перестройку и актуализацию экономики согласно меняющимся рыночным условиям. При этом, не стоит забывать, что речь не идет о процессе «все выкачать и продать» - внегласное советское правило необходимости прироста сырьевых запасов сверх осуществляемой добычи учтено и закреплено в рассматриваемом документе. Не говоря даже об Арктике, в стране имеются огромные неразведанные территории в Западно-Сибирской, Якутской и Ямальской нефтегазоносных провинциях, а потому стратегический запас и ресурс в стране будет обеспечен. В процессе рассмотрения проекта Генсхемы у определенных экспертов возникли дополнительные предложения в части совершенствования документа, а потому совместно с коллегами приняли его за основу и дали время на его доработку до конца текущей недели.

Еще одним интересным вопросом повестки стало рассмотрение в первом чтении проекта Федерального закона № 1044680-7 «О внесении изменений в Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Суть законопроекта – предложение осуществлять расчеты за энергетические ресурсы на основании данных о количественном значении энергоресурсов, определенных при помощи приборов учета, только в том случае, если качество энергетических ресурсов соответствует государственным стандартам и ГОСтам, СНиПам, и другим нормативно-правовым актам. Действительно, важность вопроса обеспечения потребителей качественными энергоресурсами переоценить невозможно, однако столь количественные оценки качества ресурса в разрезе каждого потребителя, в том числе и населения, сегодня представляются суперзатратными, очень продолжительными и сложно реализуемыми. Не смотря на это, механизм защиты прав граждан в части получения качественной продукции уже существует (в части электроэнергетики – 522-ФЗ), и именно его необходимо дорабатывать и развивать, а потому данный законопроект решено было отклонить.

Последним вопросом, который я бы хотел отметить, стало утверждение Заключения Секции Экспертного Совета при Комитете по итогам состоявшегося заседания на тему оплаты максимальной резервируемой мощности. Была проведена большая экспертно-аналитическая работа, по итогам которой были формализованы основные предложения и рекомендации по совершенствованию в данный момент разрабатывающегося нормативно-правового акта в части сетевого резерва мощности, а потому совместно с коллегами решили направить этот документ в Правительство РФ и профильные ФОИВ для учета в работе.

Сегодня вместе с коллегами в режиме телемоста провели встречу с депутатами Бундестага Федеративной Республики Германия – членами Германо-российской парламентской группы.

Дискуссия получилась живой и обстоятельной. В нелегкие времена пандемии особо ценна каждая возможность встречи и «сверки часов» по актуальным темам развития в рамках взаимовыгодного сотрудничества, особенно ввиду усложнившихся отношений с нашими западными партнерами в последнее время.

На повестке стоял широкий спектр вопросов: от влияния пандемии коронавирусной инфекции на экономики двух стран до перспектив «Договора об открытом небе», от развития культурных связей в связи с «перекрестным» немецко-русским 2021 годом до деталей реализации проекта «Северный поток-2». И хотя открытый межпарламентский диалог и продлился почти три часа, все интересующие вопросы обеим сторонам, увы, чисто физически задать не удалось.

Основная часть вопросов германских коллег касалась распространения коронавирусной инфекции в нашей стране, а также предпринимаемых мер противодействия. Коллег интересовали данные по заболеванию, статистика по выздоровлению, их взаимосвязь с предпринимаемыми Правительством мерами, и концентрация вопросов в этой части меня немного удивила, а потому я поинтересовался у германской стороны о причинах затягивания принятия решения об использовании доступных российских вакцин в Европейском Союзе. Г-н Робби Шлунд, Председатель Германо-российской парламентской группы Бундестага ФРГ, нас уведомил, что на данном этапе принятие такого решения зависит от двух моментов: предоставления российской стороной больших технических данных о производимых нами вакцинах, а также необходимости посещения германской стороной мест их производств. Все это связано с финальными вопросами выяснения качества препаратов, речи о геополитических разногласиях в контексте данного вопроса вестись не может, о чем, со слов г-на Шлунда, вчера подтвердил и Министр здравоохранения ФРГ, выступая на заседании Комитета здравоохранения Бундестага. А тем временем последние социологические опросы жителей Германии, по словам германских парламентариев, показывают желание 55% жителей страны вакцинироваться российским «Sputnik V» в случае его допуска на внутренний Европейский рынок. В связи с этим коллегами была выражена заинтересованность в наращивании производственных мощностей российских вакцин уже внутри ЕС, но только после соблюдения двух озвученных пунктов и соответствующей сертификации.

Не могли мы не поговорить и об энергетике. Германскую сторону интересовало наше видение примерных сроков окончания работ по «Северному потоку-2» и первому пуску газа по новому трубопроводу. Для нас, как и для немецких коллег, скорейшее решение этого вопроса даст возможность удовлетворения растущего спроса на газ по оптимальным ценам, по более короткому маршруту, с использованием самых современных, экологически безопасных технологий как для целей энергетической безопасности, так и устойчивого развития всего европейского континента в глобальном масштабе. Окончание работ по строительству, монтажу и первому пуску технического газа мы видим на рубеже середины-конца лета 2021 года, если, конечно, не будут предприниматься очередные вероломные попытки отдельных западных интересантов по «торможению» проекта. Германской стороной здесь был задан интересный вопрос чувствуем ли мы какое-то конкретное противодействие других стран в реализации финального этапа этого проекта, на что нашей стороной были предоставлены доказательства о недавних попытках тарана нашего трубоукладчика «Фортуна» неустановленным судном, а также низких пролетов польских военных самолетов над зоной ведения работ, что, как мне показалось, явилось новостью для большинства депутатов Бундестага.

Особо германских коллег интересовало наше видение перспектив развития российской атомной энергетики. И не зря, в прошлом 2020 году нашей страной был поставлен очередной рекорд выработки электроэнергии на АЭС – 215,7 млрд кВт.ч, что явилось 20,3% от общей доли выработки электроэнергии в стране. И поскольку на особом контроле стоит выполнение Поручения Президента Российской Федерации о доведении доли атомной энергетики в энергобалансе страны до 25% к 2045 году, активно реализуются программы по строительству новых энергоблоков, замещению устаревших блоков т.н. «чернобыльского проекта», строятся и вводятся реакторы нового поколения «3+», учитывающие «пост-фукусимские» вопросы исполнения безопасности, о чем мы наших коллег и уведомили. Интересовала наших западных партнеров и эксплуатация нами первых в мире реакторов на быстрых нейтронах и плавучих реакторов малой мощности типа «Академика Ломоносова», а также перспектив ввода российским концерном «Росатом» второго энергоблока Белорусской АЭС, которая после успешного выхода на полную мощность должна обеспечить 40% потребления электроэнергии белорусских потребителей.

В итоге активный обмен мнениями и видением перспектив взаимовыгодного развития и сотрудничества по ряду актуальных вопросов было решено продолжить и далее. В ближайшей перспективе – в середине июня 2021 в том же формате. А уже более широким составом, с привлечением представителей различных уровней власти, регионов и компаний – на ближайшей Германо-Российской Конференции Городов-Партнеров, которая должна состояться с 28 по 30 июня 2021 года в Калуге.

Вопросам разработки Стратегии развития электросетевого комплекса до 2035 года был уделен сегодняшний «круглый стол» Комитета Государственной Думы по энергетике. Хотелось бы поделиться своими впечатлениями от данного мероприятия и остановиться на основных вопросах, которые сегодня актуальны и находятся в активной фазе рассмотрения.

Во-первых, в рамках проводимой работы была поднята тематика самой Стратегии развития электросетевого комплекса до 2035 года, что вызвало у меня достаточно сильное чувство дежавю. 25 лет работы, напрямую связанной с энергетикой, но основные вопросы Стратегии остались теми же: консолидация сетевых активов; перекрестное субсидирование; эффективность работы электросетевого комплекса; резерв сетевой мощности; техническое присоединение; бесхозяйственные сети и цифровизация комплекса. Снова по всем этим вопросам необходима проработка и согласование с Правительством РФ. Справедливости ради надо признать, что в последнее время системность подхода, открытость обсуждения в экспертном сообществе и реакция Министерства стали значительно оперативнее и качественнее, за что отдельные слова благодарности стоит выразить заместителю Министра энергетики П.Н. Сниккарсу.

Но при этом новых подходов мало, поэтому в своем выступлении решил сконцентрироваться на ряде провокационных и неоднозначных тем, которые, по моему мнению, сегодня необходимо возрождать и рассматривать.

1. Что касается эффективности работы электросетевого комплекса, необходимо сконцентрироваться не только и не столько на снижении эксплуатационных и трудовых затрат, а на эффективности использования трансформаторной мощности, которая в целом по компании ПАО «Россети» составляет всего 24,5% при значении в 48% у большинства зарубежных аналогичных компаний, т.е. в два раза ниже. И не рассматривать введение платы за резерв сетевой мощности как единственный источник выравнивания ситуации. Необходимо активно работать и по другим направлениям: аналитика и управление режимами (мониторинг пиков; балансирование и перераспределение загрузки), тарифные решения и работа с потребителями, управление спросом.

2. Много проблем накопилось и в сфере тарифного ценообразования и связанного с этим перекрестным субсидированием (достигнувшим объема в 239 млрд руб. по итогам 2020 года). Сегодня генерирующие компании массово уходят с оптового рынка в розницу из-за множества нерыночных механизмов (за последние 5 лет 49 электростанций суммарной мощностью 1,2 ГВт), промышленные гиганты уходят в собственную генерацию (за последние 10 лет в России прибавилось порядка 5 ГВт), а к магистральным сетям «ФСК ЕЭС» ушло еще больше крупных потребителей, поскольку они не участвуют в «перекрестке». В связи с этим упор на эталонный метод формирования затрат считаю правильным направлением, если он будет более корректным и качественным, чем в сбытовых компаниях. Сегодня для решения проблем «перекрестки» и резерва сетевой мощности мы должны задуматься о переходе с расчетов тарифов по фактической мощности к расчетам если не по максимальной, то как минимум по заявленной мощности.

3. Развитие распределенной генерации и микрогенерации должны быть и стать для сетевого комплекса не проблемой, а тем направлением, которое значительно усилит роль «сетей» в энергетике. Важно не «рушить» распределенную генерацию, а поддерживать ее, в том числе в части альтернативы электросетевому комплексу в труднодоступных, изолированных или экономически нецелесообразных для крупного строительства районах.

4. И последнее, на чем хотелось бы остановиться – это позиция электросетевого комплекса в части гарантирующего поставщика. Как минимум следует вернуться к рассмотрению вопроса о наделении «сетей» функциями ГП с ограничениями и заранее определенными правами. Такое решение может стать важным ввиду того, что у нас сегодня фактически не развивается и нет перспектив развития розничного рынка электроэнергии и мощности, идет монополизация этого сектора, что существенно ограничивает и ущемляет права потребителей и в конечном случае приводит к дальнейшему их уходу с рынка.