Российские энергоцены оспорили законы рынка

Фото freepik.com

Существующая модель рынка электроэнергии становится все более обременительной для российской экономики. Собственно рыночные законы спроса и предложения в ней не работают: конечные энергоцены растут всегда, даже при сокращении потребления, – за счет надбавок к цене мощности, наращиваемых правительством для финансирования ненужных рынку инвестпроектов. Высокие затраты на электроэнергию лишают российскую промышленность инвестиций и снижают ее конкурентоспособность. Потребители и эксперты призывают пересмотреть эту модель в сторону снижения издержек.

В 2020 году оптовые цены на электроэнергию продолжили рост, несмотря на падение спроса, ставшее сильнейшим за последние десять лет. По данным «Совета рынка», в первой ценовой зоне (Европа и Урал) одноставочная цена увеличилась на 3,4% и достигла 2,54 тыс. руб. за 1 МВт-ч, во второй ценовой зоне (Сибирь) – на 0,6% до 1,78 тыс. руб. за 1 МВт-ч. При этом снижение спроса в Единой энергосистеме (ЕЭС) составило 2,3%. Рост стоимости электроэнергии вызывают главным образом нерыночные надбавки, включенные в платеж за мощность. Цены на мощность подскочили в прошлом году на 14,3% (до 888,4 тыс. руб. за 1 МВт) в первой ценовой зоне и на 7,1% (до 652,2 тыс. руб. за 1 МВт) во второй. Суммарный объем обязательных нерыночных надбавок достиг 558 млрд руб.

Надбавки формируются для осуществления инвестиционной деятельности в электроэнергетике в форме договоров на модернизацию, договоров предоставления мощности (ДПМ), конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО), а также в виде субсидирования тарифов на Дальнем Востоке, платежей за мощность новых ТЭС в Калининграде и Крыму.

Первая программа ДПМ, программа модернизации ТЭС, а также существующие особенности регулирования и планирования в отрасли приводят к наращиванию избытков мощности и снижению ее эффективности. Согласно отчетам «Системного оператора», за прошедшие 5 лет рост установленной мощности станций составил 9 ГВт (3,8%), при этом рост собственного максимума потребления мощности наблюдался только до 2018 года в размере 0,8 ГВт (0,5%).

Схемой и программой развития ЕЭС России на 2020-2026 годы утвержден прирост установленной мощности электростанций еще на 4 ГВт и прогнозируется увеличение спроса на электроэнергию на 8,1% (к 2019 году). При этом согласно данным этого же документа, потребление в 2010-2019 годах выросло только на 7,1%, а нормативный резерв мощности превышен на 22-34 ГВт. Более того, согласно данным СМИ, в правительстве планируют новые инвестиционные программы в электроэнергетике общей стоимостью более 815 млрд руб. с вводом дополнительных 9,1 ГВт мощностей и модернизацией 1,6 ГВт.

Все осуществляемые в электроэнергетике инвестиции, рассчитанные в соответствии с завышенными планами, оплачивает бизнес – промышленность и потребители, не отнесенные к населению. Между тем потребление им мощности из энергосистемы с 2016 года по 2020 год уменьшилось на 7%, а в период с 2016 по 2019 – на 1,8%, что говорит о нежелании или невозможности нести нерыночные нагрузки оптового рынка независимо от ограничений, вызванных пандемией коронавируса. Причем, согласно действующим правилам оптового рынка, оплачивается вся мощность станций, даже если они не работали, но подтвердили готовность к выработке электроэнергии. Очевидно, что оплачивать неработающие мощности крайне неэффективно.

Показательно активное развитие с 2017 года механизма управления спросом потребления электроэнергии, позволяющего в том числе снижать цену на электроэнергию в пиковые часы, –  в 2021 году его объем достиг 806 МВт (с учетом ценозависимого снижения потребления). Идет активное развитие децентрализованной электроэнергетики. По экспертным оценкам, в 2020 году объем установки солнечной микрогенерации составил 50-60 МВт, а к 2026 году может вырасти до 150–200 МВт в год. Цена электроэнергии в распределенной генерации, по данным «Совета рынка», уже ниже оптовых цен на электроэнергию в большинстве регионов. Согласно отчетам «Системного оператора», в 2020 году объем мощности 437 электростанций промышленных предприятий и розничного рынка достиг 14,6 ГВт (9,7% от собственного максимума потребления мощности), за последние 5 лет было введено более 80 электростанций мощностью 2,87 ГВт. Такой прирост мощности вне оптового рынка покрывает с запасом прирост собственного максимума потребления мощности в 2016-2018 годах. Получается, что вся мощность электростанций, введенных в эксплуатацию на оптовом рынке с 2016 года, является невостребованной.

По оценкам потребителей, в 2020 году избыток мощности – разница между установленной мощностью электростанций и максимальной нагрузкой – составил 94,9 ГВт, что превышает максимальный спрос на мощность на 63%. За последние 5 лет рост избытка мощности составил 11% – 9,6 ГВт. Наращивание этого показателя привело к снижению эффективности работы электростанций: за 5 лет коэффициент использования установленной мощности упал на 2,26%. Характерные примеры: по данным «Системного оператора», в 2020 году 118 единиц генерирующего оборудования ТЭС, функционирующих в ценовых зонах оптового рынка, суммарной установленной мощностью 11,3 ГВт были маловостребованы – работали менее 240 часов в течение года. А еще 25 ГВт мощности были востребованы от 240 часов до 2000 часов.

Избыточная нагрузка инвестиций на оптовый рынок электроэнергии, искажающая естественные рыночные механизмы, регулярно становится предметом обсуждения экспертов, участников отрасли, регуляторов. К примеру, 6 апреля прошло заседание круглого стола комитета Госдумы по энергетике по теме «Развитие когенерации и модернизации систем теплоснабжения России: текущее состояние, проблемы и пути их преодоления». Участниками было отмечено, что в нынешних условиях строительство собственной ТЭС в формате когенерации стало эффективнее покупки электроэнергии с оптового рынка. Работа ТЭС в рамках оптового рынка во многих случаях является нерентабельной и экономически нецелесообразной, что заставляет владельцев ТЭС получать так называемый «вынужденный» тариф или осуществлять вывод из эксплуатации.

На этом совещании председатель комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный предложил дать ТЭС возможность справедливой конкуренции в виде заключения прямых договоров с потребителями. Однако у этого предложения есть и обратная сторона: вывод ТЭС в розницу приведет к снижению объема потребления на оптовом рынке пропорционально объему вырабатываемой ими электроэнергии, что ускорит рост цены на электроэнергию для оптовых потребителей за счет не зависящего от потребления размера инвестиционной надбавки.

Еще один научный круглый стол на тему «Перспективы развития электрической генерации и теплоснабжения в России» прошел 8 апреля. Как отметил на заседании заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко, существующая экономическая модель и утвержденные инвестиционные программы на оптовом рынке исказили рыночные механизмы. Отсутствие зависимости стоимости мощности от объема потребления в 2020 году привели к росту цены на электроэнергию – переизбыток генерирующих мощностей не снижает итоговые энергоцены. Между тем в аналогичной ситуации падения спроса в 2020 году в странах ЕС и США для промышленных потребителей цены снижались. Российская промышленность теряет конкурентные преимущества: в первом полугодии 2020 года электроэнергия для 70% промышленного потребления в России была дороже, чем в США и шести странах ЕС. В 2019 году затраты конечных потребителей на электроэнергию в России составили 4,3% в долях ВВП, что значительно выше среднемирового показателя в 3,4% и ведущих экономически развитых стран (США – 2%, ЕС – 2,1%, Китай – 4,1%). Как считают в «Сообществе потребителей энергии», существующая система ценообразования на электроэнергию доказала свою неработоспособность и требует изменений, которые заставят действовать законы спроса и предложения.

Ситуация требует пересмотра существующих методов планирования инвестиций в электроэнергетике: завышенные показатели спроса на электроэнергию искажают реальную картину и приводят к неэффективным расходам на поддержание избыточной энергосистемы, что тормозит развитие экономики страны. У потребителей изымаются средства, которые могли быть направлены на инвестиции в развитие. Потребители уже не раз высказывали свою позицию, предлагая ускорить вывод неэффективной генерации, пересмотреть сроки ввода новых электростанций, скорректировать программу модернизации ТЭС, пересмотреть гарантированный возврат инвестиций и обязательную высокую норму доходности в проектах, оплачиваемых через оптовый рынок независимо от загрузки построенных объектов и наличия конкуренции при проведении отбора.

«Проблема в том, что ни у «Совета рынка» (и «Системного оператора»), ни у текущей модели оптового рынка электроэнергии и мощности нет целеполагания – какая электроэнергетика нужна и за счет каких инструментов этого достичь, – констатирует завлабораторией прогнозирования ТЭК Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН Валерий Семикашев. – Поэтому и получается, что различные стейкхолдеры лоббируют интересные им решения без оценки влияния этих решений. В том числе в общие издержки всего рынка (а значит, и платеж каждого потребителя) записываются траты на специальные решения государства, которые не нужны рынку в целом, – крымскую и калининградскую генерацию, поддержку возобновляемой энергетики, мусорные ТЭС и т.д.».