Российский энергорынок развивается по собственным законам

У российской электроэнергетики много особенностей, отличающих ее от европейской или американской. Фото с сайта rosseti.ru

В экспертной среде в последнее время активизировались дискуссии об уровне российских цен на электроэнергию по сравнению с зарубежными. Однако есть и другая точка зрения, которая сводится к тому, что такое сопоставление, к каким бы выводам оно ни приводило, не совсем корректно. По мнению сторонников такого подхода, прямое сравнение конечных энергоцен имеет смысл лишь в условиях сопоставимых энергорынков – тогда можно было бы говорить, является ли стоимость электричества для потребителей необоснованно заниженной или завышенной.

Между тем российская энергетика, несмотря на рыночные реформы 2000–2010-х годов, по-прежнему далеко не по всем параметрам может быть сопоставима с развитыми западными странами. Поэтому при оценке российских энергоцен нужно исходить из сложившихся в стране факторов: одни из них способны снижать конечные цены для потребителей, другие, наоборот, толкают их вверх. Баланс именно этих специфических факторов и определяет итоговую цену, и какой бы она ни была, считать ее «неправильной» только на основании ее сравнения с европейской или американской ценой неверно.

«В России есть потребители, оплачивающие электроэнергию по ценам, сложившимся на рынке, – это подавляющее большинство промышленных потребителей и коммерческие потребители, включая малый бизнес. Есть исключение – для населения и приравненных к нему категорий цены на электроэнергию устанавливаются государством, так же как и для потребителей, находящихся в неценовых зонах (Европейский Север, Дальний Восток, изолированные энергосистемы). У российского рынка электроэнергии много особенностей, отличающих его от стран Западной Европы или США, – это и другая топология сетей, и структура генерирующих мощностей и др., но эта специфика рынка не делает складывающиеся на рынке цены «необоснованными» или «неправильными», – считает заведующий сектором экономического департамента фонда «Институт энергетики и финансов» Сергей Кондратьев.

Что тянет цены вниз

Анализ российского ценообразования в электроэнергетике провел эксперт по энергетике Владимир Дзагуто в публикации для Центра энергетической экспертизы. Среди ключевых факторов, способных снижать конечные цены для потребителей в российских условиях, он отмечает прежде всего относительную дешевизну невозобновляемых энергоресурсов. «Речь в данном случае должна идти в первую очередь о природном газе, который является основным топливом для ТЭС в европейской части страны и на Урале, – пишет эксперт. – Система газовых тарифов, традиционно сохраняемая в России, остается наиболее важным фактором для конкурентных преимуществ отечественной тепловой генерации. Фактически для внутренних потребителей газ в последние годы дешевеет – темпы роста тарифов либо нулевые, либо ниже инфляции». Правда, «Газпром» считает, что уже не может компенсировать убыточность внутреннего рынка и рост своего НДПИ экспортными доходами, но подобные осторожные жалобы от монополии поступают не в первый раз, уточняет Владимир Дзагуто.

Цена на газ, кстати, является одним из наиболее значимых факторов в определении цен и в странах – импортерах топлива: так, «Сообщество потребителей энергии» зафиксировало спад цен на электроэнергию в первом полугодии 2019 года в пяти странах Западной Европы, причем как минимум три из этих стран – Великобритания, Испания и Италия, где падение составляло 12–13% – существенно зависимы от импорта газа, который в 2019 году дешевел по сравнению со второй половиной 2018 года.

Ситуация с углем, на цену которого в значительной степени влияют зарубежные котировки, в России менее определенная, но он остается относительно дешевым топливом, хотя на его привлекательность негативно влияют экологические факторы. В России на угольные цены также влияет меньшая величина транспортной составляющей.

Еще одним положительным фактором для энергоцен является высокая доля амортизированной генерации, в первую очередь некоторых ГЭС и АЭС, не требующих возврата инвестиций, сделанных еще при СССР, констатирует Владимир Дзагуто. Кроме того, эксперт отмечает минимальные темпы роста энергопотребления в РФ (по данным «Совета рынка», лишь 5,4% с 2011 по 2018 год – с 1021 млрд кВт-ч в год до 1076 млрд кВт-ч в год), что позволяет не планировать общий рост энергомощностей, ограничиваясь замещением выбывающих станций и точечным строительством новых в местах ожидаемого роста спроса.

Наконец, несмотря на консолидацию генкомпаний в руках крупнейших производителей энергии, в большинстве регионов первой ценовой энергозоны (европейская часть РФ и Урал) в тепловой генерации, формирующей ценовые заявки по продаже электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), пока сохраняется определенный уровень конкуренции. Это тоже, по мнению Владимира Дзагуто, можно считать одним из факторов сдерживания цен РСВ.

Что тянет цены вверх

С другой стороны, в российской энергетике есть и факторы, которые способны повышать конечные энергоцены для потребителей. В первую очередь это перекрестное субсидирование. «Несмотря на попытки максимально уйти от субсидирования цен для одних потребителей за счет повышения тарифов для других, предпринимавшиеся несколько раз и при реформе РАО ЕЭС, и позднее, перекрестка продолжает оставаться одним из ключевых факторов отечественного энергорынка. Более того, субсидирование имеет тенденцию к росту в условиях сложной экономической ситуации и рассматривается государством как стандартная мера поддержки проблемных потребителей за счет более благополучных», – констатирует Владимир Дзагуто.

Так, по сравнению с экономически обоснованным уровнем значительно занижены тарифы для населения. «Эта ситуация рассматривается регуляторами как норма, и хотя рост тарифов для населения в социально-экономических прогнозах правительства закладывается более высоким, экономически обоснованный уровень в ближайшие годы скорее недостижим. Оплата выпадающих доходов перекладывается на промышленных потребителей», – подчеркивает эксперт. Он отмечает при этом, что дотирование тарифов для населения производится явно неравномерно и зависит в том числе и от стоимости топлива для ТЭС, и от наличия дешевой генерации, и от доходов населения в конкретном регионе.

Относительная дешевизна невозобновляемых энергоресурсов, в первую очередь газа, – главное преимущество отечественной генерации. Фото Reuters

На ситуацию также влияет маржинальная схема оптового энергорынка, полагает Владимир Дзагуто: «Определение цены на электроэнергию и мощность происходит по наиболее дорогой из прошедших отбор заявок генераторов. Эта схема, которая по идее должна была стимулировать генкомпании повышать эффективность выработки, на практике приводит к практической невозможности заключить отдельный договор с «дешевым» генератором, а также искусственно поднимает суммарный платеж потребителей». При этом оптовые цены на электроэнергию удается сдерживать в коридоре умеренного роста, но этого нельзя сказать о ценах на мощность, где рост идет за счет нерыночных выплат (договоры на поставку мощности – ДПМ – плюс иные спецнадбавки): средняя цена мощности в 2018 году достигала 333,3 тыс. руб. за МВт, тогда как еще в 2012 году она составляла лишь 149 тыс. руб. за МВт, рост цены – более чем в 2,2 раза.

Еще одним фактором роста цен является необходимость инвестиций за счет энергорынка. «Сейчас энергорынок РФ вынужден инвестировать в новые мощности в условиях отсутствия длинных дешевых кредитов. Это приводит к тому, что для возврата инвестиций генераторам приходится давать гарантию ускоренного возврата средств за счет выплат по ДПМ, которые закладываются в цену мощности и вызывают резкий рост платежей», – отмечает Владимир Дзагуто. Впрочем, по мнению эксперта, сам факт необходимости таких инвестнадбавок говорит о том, что без искусственных надстроек энергоцены не могут давать генераторам возврата инвестиций и де-факто занижены против экономически обоснованного уровня (если считать, что в этот уровень должен включаться и определенный объем вложений для воспроизводства энергосистемы).

Наконец, на цены влияет наличие существенного резерва генерации, которое является традиционной характеристикой отечественной энергосистемы. При этом устройство российского оптового энергорынка таково, что резерв должен оплачиваться по правилам рынка мощности, что дает дополнительную нагрузку на потребителей. Кроме того, их недовольство вызывал не только избыток резерва, но и алгоритм выбора технологически необходимого резерва, который не учитывает реальную себестоимость выработки.

Как это влияет на потребителей

Насколько рост цен на электроэнергию влияет на конкурентоспособность большинства промышленных потребителей – вопрос сложный, считают эксперты. Есть очень энергоемкие отрасли, крайне чувствительные к любому повышению тарифа, – к ним, по-видимому, должен применяться особый подход. Для остальной промышленности доля затрат на закупку электроэнергии, видимо, значительно ниже.

«Российская энергосистема фактически находится в промежуточной ценовой ситуации, представляя собой сложную многоярусную конструкцию из рыночного ценообразования и многочисленных тарифных и квазитарифных механизмов, корректирующих конечные цены для разных категорий потребителей. Результатом этого является ситуация, при которой, по сути, ни одна из групп потребителей не оплачивает электроэнергию по экономически обоснованным ценам. При этом они более завышены, по-видимому, для крупной промышленности ценовых зон энергорынка», – считает директор по стратегии ИК «Финам» Ярослав Кабаков.

«Даже у одного из крупнейших потребителей электроэнергии в стране, ОАО РЖД, у которого значительная часть путей электрифицирована, расходы на закупку энергии для перевозок в 2018 году составили 166,7 млрд руб., что при этом составляет только 11% от себестоимости перевозок, – отмечает Владимир Дзагуто. – Рост затрат по этой статье в абсолютных величинах год к году составил 6,7%, что сопоставимо с общим ростом затрат перевозчика на 6,3%. Отметим, что РЖД неоднократно подвергались критике со стороны Минэкономики за свою закупочную политику в сфере электроэнергетики (работа по долгосрочным контрактам)».

«Удельные расходы на электроэнергию и энергоресурсы у российской индустрии в целом как минимум не выше, чем у зарубежных конкурентов. Более того, для многих отраслей (например, для машиностроения) затраты на электроснабжение находятся на уровне статистической погрешности – в районе 1%», – отмечает Ярослав Кабаков.

В энергоемкой промышленности за рубежом достаточно распространены попытки снизить себестоимость электроэнергии за счет собственной генерации. Наиболее известным примером является норвежская алюминиевая компания Norsk Hydro: в 2018 году ее собственные электростанции произвели 10,7 млрд кВт-ч, частично компания продает ее сторонним потребителям и дополнительно закупает недостающие объемы на энергорынке. Другой пример – японская сталелитейная Nippon Steel, потребление которой в 2017 году составило около 5% от всего спроса на энергию в стране. Она является и одной из крупнейших генерирующих компаний: в 2018 фискальном году для собственных предприятий она поставила 63% своей выработки, остальные объемы ушли на энергорынок другим потребителям.

В России часть крупных компаний тоже строит блок-станции. «Для крупных энергоемких производств стоимость электроэнергии является критически важной, и такие компании ищут возможность для оптимизации затрат, в том числе и строя собственные генерирующие мощности. Собственную генерацию активно развивают металлургические и химические компании, НПЗ, – отмечает Сергей Кондратьев. – Часто это связано с утилизацией имеющихся энергетических ресурсов (например, доменного и коксового газа в случае черной металлургии), часто – с необходимостью строительства крупных тепловых мощностей (так как покупка тепла у сторонних организаций оказывается существенно дороже собственного производства)».

Но Владимир Дзагуто обращает внимание, что довольно редко речь идет о массовом строительстве на покупном топливе. По мнению эксперта, инвестиции в блок-станции по эффективности все еще проигрывают по конкурентоспособности присоединению к сетям, если только инвестор не получает существенную экономию на топливной составляющей.

«В целом отечественную систему ценообразования можно определить как промежуточную между рыночной и регулируемой, – резюмирует Владимир Дзагуто. – С одной стороны, энергорынок в части продажи электроэнергии представляет собой вполне рыночную модель с относительно низкими ценами и (до 2019 года) медленно растущими ценами. С другой стороны, наличие регулируемых надбавок на рынке мощности, искусственных механизмов стимулирования инвестиций, перекрестного субсидирования, социально-территориальных льгот и т.д. приводит к тому, что весьма высока роль квазитарифных составляющих в конечной цене для промышленных потребителей».

Эксперт также отмечает, что доля электроэнергии в себестоимости продукции значительна пока что только у некоторых энергоемких отраслей, при этом финансовая нагрузка на крупный бизнес в целом еще не настолько велика, чтобы приводить к массовым решениям по строительству собственной генерации – для этого требуются дополнительные условия, в частности, доступ к дешевому топливу.