– Что и кого не устраивает в действующей модели рынка?
– Реформа энергоотрасли России была призвана решить такие системные и острые проблемы, как недостаток и низкая эффективность инвестиций, необоснованная оплата потребителями избытка мощностей, растущие потери электроэнергии в сетях и неоптимальный режим работы электростанций. Однако в действующей модели энергорынка страны ни одна из поставленных еще 10 лет назад целей так и не была достигнута. Кроме того, в существующей конструкции рынка появились новые барьеры, которые существенно снижают ее эффективность. В частности, это ограничения по прямым долгосрочным договорам между поставщиками и крупными потребителями электроэнергии, неучастие в рынке регулируемой нагрузки, а также целый набор административных платежей за мощность и способов получения перекрестного субсидирования, имеющих перед собой только одну цель – защитить интересы энергетиков за счет средств потребителей. Наличие этих барьеров приводит к нерыночному поведению поставщиков электроэнергии, а также неэффективным либо просто ошибочным, но в то же время капиталоемким инвестиционным решениям. Результат – избыточная нагрузка на предприятия реального сектора экономики. А цена за это – огромные общественные издержки.
– Запущенная в 2010-м система договоров о предоставлении мощности (ДПМ) должна была обеспечить приток инвестиций в электроэнергетику и решить вопросы обеспечения потребителей необходимыми мощностями. Какова реальная альтернатива ДПМ?
– ДПМ берут свои корни от инвестиционных обязательств, которые переходили к новым собственникам генерирующих объектов при реорганизации РАО «ЕЭС России». Согласно Генеральной схеме размещения в России объектов электроэнергетики до 2020 года по ДПМ планировалось ввести не более четверти новой мощности. Пересмотр Генеральной схемы в 2010 году выявил ошибку прогноза потребности в новой мощности почти на 60%, или 108 ГВт, на период до 2020 года. Затем, согласно очередной Схеме развития Единой энергетической системы, потребность в новых вводах сократилась еще раз и сравнялась с объемом ДПМ – потребители оказались связаны ДПМ, потеряли возможность строить собственные мощности. Тем самым эффективность системы конкурсных отборов мощности (КОМ) оказалась скомпрометирована. Присутствие в модели рынка КОМ совместно с ДПМ и иными видами регулируемых платежей за мощность означает непродуктивное наложение двух подходов к закупкам мощности.
Доминирующий административный подход к распределению контрактных обязательств по оплате новой мощности исключает конкуренцию проектов инвестиций в генерирующие мощности. Подобная практика экономически не оправданна и должна быть прекращена. К тому же основная волна платежей по заключенным ДПМ из суммарных обязательств в 5,1 триллиона рублей придется на следующие четыре года. А в период неустойчивой конъюнктуры рынков обязательства по ДПМ еще более подавляют промышленных потребителей.
– Чем привлекательны прямые договоры, насколько реальным вам представляется переход к таким отношениям в ближайшее время?
– Важно понимать, что промышленные потребители электроэнергии, так же как и энергетики, стоят перед необходимостью инвестиций в свое собственное производство, в его модернизацию. Неопределенность тарифов при этом несет в себе существенные риски для таких инвестиций, а зачастую полностью лишает потребителей ресурсов на поддержание конкурентоспособности своих производств – об этом говорит как мировой, так и российский опыт.
Тем временем долгосрочные контракты являются важным инструментом хеджирования цен на электроэнергию. Они обеспечивают предсказуемость правил игры, тем самым ограничивая ценовые и инвестиционные риски для обеих сторон – поставщика и потребителя электроэнергии. С прямыми долгосрочными договорами связаны среднесрочные гарантии конкурентоспособности производств и поддержания занятости.
В случаях, когда основными потребителями электроэнергии являются домохозяйства, долгосрочные договоры менее важны. Например, среднее потребление электроэнергии на одно домохозяйство в США составляет около 1000 кВт-ч в месяц, что в 5,5 раз больше, чем в России. Для такого типа потребления гораздо важнее наличие в энергосистеме значительного резерва генерации, способного закрыть спонтанный спрос. Но и в США централизованные рынки с оплатой больших резервов мощности организованы только в северо-восточных штатах и в Калифорнии. То есть там, где потребление электроэнергии приходится на сравнительно обеспеченные домохозяйства. Наряду с этим прямые договоры с промышленными потребителями сохраняют свое значение и в США, и в других развитых странах.
В России же на долю промышленности и транспорта приходится свыше 60% потребления электроэнергии. А в Сибири этот показатель еще выше.
– В рамках реструктуризации энергосистемы произошло разделение ее участников на генераторов и распределительные организации. Как это отразилось на потребителях?
– Структурные изменения следовали принятой логике реформ: обособлению друг от друга потенциально конкурентных и естественно-монопольных, а значит, регулируемых секторов. Однако в итоге цифры говорят о том, что определяющими факторами роста цены доставленной электроэнергии стали, во-первых, увеличение платы за мощность и, во-вторых, рост регулируемых тарифов на передачу и распределение электроэнергии. Получилось так, что вместо рыночной конкуренции между генераторами распределяется право на заключение ДПМ или предлагаемых сейчас новых ДПМ уже не только на строительство, но и на модернизацию. А на распределительные организации у потребителей вообще нет никакого влияния. Поэтому и не может никто из этих распределяющих организаций сказать, что их эффективность растет, наоборот, если выше затраты, согласованные регулятором, то больше и прибыль при фиксированной рентабельности.
– Как должен выглядеть идеальный, с точки зрения потребителя, рынок электроэнергии?
– Любая модель рынка электроэнергии представляет собой набор механизмов, определяющих расчеты между поставщиками и потребителями. Каждый механизм отвечает за свою часть рынка. Плановое потребление закрывают долгосрочные контракты, на случай аварий или скачков потребления содержится резерв генерации, спонтанному спросу в пределах суток отвечают более дорогие пиковые блоки и так далее. Структура рыночных механизмов, которая и определяет содержание модели рынка, должна соответствовать структуре спроса.
Другим условием идеальной модели выступает качество управления энергосистемой. Задача оперативного управления – максимальная загрузка самых эффективных станций, снижение удельного расхода топлива. Наряду с этим среднесрочное планирование должно определять структуру генерации, при которой суммарные затраты будут наименьшими.
Наконец, в условиях рыночной экономики идеальная модель обязана включать экономическое измерение надежности. Здесь не следует путать надежность рынка и надежность технических устройств. Надежность рынка – это готовность генерирующих компаний поставить на рынок необходимую потребителям электроэнергию. Причем по разумным конкурентным ценам. Внерыночные контракты на мощность возможны исключительно для решения локальных вопросов, например проблем стабильности напряжения. С обязательным конкурсным отбором проектов.
– Насколько известно, сейчас рассматривается несколько подходов к новой модели рынка. Каково ваше мнение о них?
– В действующей конструкции рынка произошло наслоение рыночных и административных механизмов. В большинстве своем эти решения отражали трудности переходного периода. Помимо платы за поставленную электроэнергию генерирующие компании получают плату за содержание резервов, плату за мощность с помощью двусторонних договоров, договоров о предоставлении мощности, плату по итогам конкурентного отбора мощности, плату за объекты, не прошедшие конкурсный отбор, и плату за системные услуги.
Основная развилка в подходах к новой модели рынка сводится к тому, как будет формироваться выручка поставщиков электроэнергии. Либо дореформенным путем на основе административно принятых затрат, либо на основе цен конкурентного предложения.
– Как вам видится развитие событий, которое устроило бы всех участников рынка и власть?
– Наиболее важным является уход от масштабной зависимости от ДПМ и других внерыночных механизмов оплаты мощности в сторону рынка с правильно подобранными ценовыми ограничениями, приводящего к значительно более эффективной системе инвестиций в развитие генерации. Главным ориентиром должно стать развитие системы двусторонних договоров в целях хеджирования ценовых рисков и улучшения условий инвестиционной деятельности в промышленности и электроэнергетике.
В качестве первого этапа на этом пути требуется повысить эффективность ценообразования и ограничить рыночную силу поставщиков. Этому отвечает участие регулируемой нагрузки и собственной генерации потребителей во всех структурах рынка. Следует внедрить более прозрачные процессы определения необходимого уровня резервов включенной мощности генерации, сформировать систему показателей эффективности системного и коммерческого операторов рынка. Платежи в пользу так называемой вынужденной генерации целесообразно заменить полноценным рынком системных услуг с отбором экономически эффективных поставщиков.
Переходный период должен включать создание на оптовом рынке сектора свободных двусторонних договоров, сохранение принципов и механизмов сдерживания цен до момента, когда краткосрочные торги ограничатся сектором отклонений.
Анастасия Башкатова 
