Реформа под вопросом

Сетевое оборудование из-за нехватки инвестиций нередко дышит на ладан.
Фото Хорста Ваккербарта

Одной из главных задач реформирования электроэнергетики являлось привлечение масштабных инвестиций в строительство новых и модернизацию существующих мощностей. В условиях снижения ввода новых и реконструируемых генерирующих объектов за последние 15 лет до 1,5 ГВт в год (с 6–7 ГВт в год в 1960–1980 годы) и увеличения доли морально и физически устаревшего оборудования до 60% указанная задача предопределила необходимость формирования свободного рынка мощности, который должен был обеспечить:

– повышение инвестиционной привлекательности отрасли и стимулирование инвестиций в реновацию, продление срока службы или строительство новых мощностей;

– формирование сигналов долгосрочного развития генерирующих мощностей, электросетевой, газотранспортной и железнодорожной инфраструктуры в зависимости от потребностей всей экономики – обеспечение надежного развития энергосистемы в долгосрочной перспективе (предупреждение возникновения дефицита);

– создание прозрачных и прогнозируемых условий деятельности на рынке мощности;

– создание стимулов снижения стоимости строительства новых, модернизации существующих мощностей и повышения эффективности их эксплуатации, как результат – минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности для потребителей;

– сглаживание колебаний цен на электроэнергию, в том числе за счет стимулирования заключения долгосрочных договоров;

– создание стимулов повышения энергоэффективности потребления.

Зарегулированность рынка и ее результаты

Однако сформированная модель рынка мощности исключает возможность получения адекватных ценовых сигналов о необходимости обновления мощностей или расшивке узких мест в сетевой сфере, так как вводит ряд существенных ограничений: 1) обязательная подача ценопринимающих заявок на объем, превышающий 15% для первой ценовой зоны (10% для второй ценовой зоны) от установленной мощности в зоне свободного перетока; 2) 15% самой дорогой мощности от совокупного объема мощности, в отношении которого поданы ценовые заявки в зоне свободного перетока, расположенной в первой ценовой зоне (или 10% во второй ценовой зоне), не участвует в процедуре ценообразования; 3) исключение из процедуры ценообразования генерирующих объектов, функционирующих в вынужденных режимах.

Перечисленные ограничения делают невозможным выявление проблемных регионов, в которых развитие генерирующих мощностей требуется в первую очередь. Как результат – отсутствие инвестиций в обновление мощностей, устаревание основных фондов, снижение эффективности, увеличение издержек, усиление существующих перекосов и дисбалансов.

Одновременно на 2011 год в 27 из 29 зон свободного перетока были введены предельные уровни цен. При этом расчет указанных предельных уровней содержит в себя ряд недостатков. Во-первых, при расчете предельной цены на мощность учитывался показатель максимальной располагаемой мощности, тогда как в настоящее время оплачивается располагаемая мощность, что приводит к занижению размера оплачиваемой мощности более чем на 10% (например, для второй ценовой зоны снижение объема оплачиваемой мощности в 2011 году по сравнению с 2010 годом для ГРЭС составит порядка 10%, для ТЭЦ – около 20%). Если скорректировать сегодняшнюю средневзвешенную стоимость мощности для первой ценовой зоны, которая соответствует 117,4 тыс. руб./МВт, на новую базу оплаты мощности, то средневзвешенная цена мощности должна составлять порядка 133,7 тыс. руб./МВт.

Во-вторых, при определении предельной цены на 2011 год использовалось средневзвешенное значение проиндексированных тарифов 2007 года. При этом тарифы 2007 года в отношении отдельных компаний были утверждены на уровне, сформировавшем для данных компаний отрицательные денежные потоки в регулируемом секторе оптового рынка. А их индексация осуществлялась с использованием плановых коэффициентов, которые оказались ниже реальных значений. Данный факт дополнительно усугубляется исключением учета изменений в законодательстве, регулирующем обязательные платежи генерирующих компаний: рост водного налога, налога на имущество, единого социального налога, введение обязательных затрат на осуществление антитеррористической защищенности объектов и т.п., а также фактических амортизационных отчислений.

В-третьих, при определении предельных уровней цен на мощность учитывается коэффициент собственных и (или) хозяйственных нужд на уровне 5%. При этом фактический показатель собственных нужд в значительной степени зависит от величины установленной мощности и типа оборудования. Так, например, на небольших электростанциях фактический показатель собственных нужд достигает 10–15%, что также не свидетельствует в пользу корректности установления предельных цен.

В-четвертых, введение единого предельного уровня цены на мощность в отношении ценовой зоны может быть корректным только в условиях равномерного распределения генерирующих объектов исходя из их технико-экономических характеристик или их принадлежности единому собственнику, который будет иметь возможность перераспределения денежных потоков от прибыльных к убыточным мощностям. При несоблюдении данных условий мы должны изначально согласиться, что половина генерирующих мощностей будет убыточной.

Как следствие – компании, обладающие более новыми мощностями, будут в выигрыше, а компании, мощности которых изначально нуждаются в обновлении, не получат достаточных денежных потоков для осуществления программ модернизации и ремонтных программ, что загонит их в «ловушку неэффективности» и скажется на аварийности и надежности работы всей энергетической системы.

Другим результатом введения предельного уровня цен, не покрывающего для некоторых генерирующих компаний их экономически обоснованных затрат, может стать перенос части условно постоянных издержек на рынок электроэнергии, что приведет к серьезному росту цен на электроэнергию и их значительной волатильности. При этом будет весьма затруднительно оперативно реагировать на такие колебания в связи со сложностью и продолжительностью процедуры оценки экономической обоснованности заявок на электроэнергию при ежедневном формировании цен на электроэнергию.

Турбиностроение в стране все еще не может преодолеть отставания 90-х годов. Снимок из архива ЦМЖТ РФ

Иными словами искусственная деформация рынка мощности приведет к возникновению существенного дисбаланса на рынке электроэнергии, который приведет к большему увеличению расходов потребителей по сравнению с введением свободного рынка мощности. При этом излишняя зарегулированность рынка мощности делает его весьма непрозрачным и дестимулирует приток инвестиций в отрасль.

Договоры предоставления мощности

Сформированный рынок мощности предоставляет возможность компенсации затрат и обеспечение получения «нормальной» прибыли генерирующими компаниями только по проектам, реализуемым в рамках договоров о предоставлении мощности. Данный факт объясняется тем, что условия таких договоров прозрачны, поскольку их особенности закреплены в постановлении правительства Российской Федерации и Договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка, а ряд положений, относящихся к условиям поставки мощности по договорам о предоставлении мощности, условия которого не могут быть изменены в одностороннем порядке.

Одним из основных принципов формирования нормативного поля торговли электрической энергией и мощностью по договорам о предоставлении мощности является регулирование цен на мощность при 100-процентной либерализации торговли электрической энергией.

В частности, данный принцип нашел свое закрепление при определении некоторых особенностей расчета цены на мощность по договорам о предоставлении мощности. В соответствии с пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденным постановлением правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238, цена на мощность генерирующих объектов уменьшается на величину прогнозной прибыли от продажи электрической энергии, производимой с использованием данных генерирующих объектов. При этом указанная величина прогнозной прибыли рассчитывалась исходя из условия продажи всего объема электрической энергии, вырабатываемого таким генерирующим объектом на свободном рынке.

Заключение договоров о предоставлении мощности обеспечивает, с одной стороны, выполнение обязательств поставщиков по реализации утвержденной инвестиционной программы за счет установления высоких штрафных санкций (до 25% от стоимости инвестпроекта), а с другой – дает гарантию оплаты мощности новых (модернизированных) генерирующих объектов.

Действующие мощности

Соответственно устойчивое и относительно эффективное функционирование действующих мощностей по-прежнему имеет большое значение для надежности энергосистемы страны. В то же время действующие генерирующие мощности характеризуются высоким износом основных фондов (срок эксплуатации большинства станций составляет 40–60 лет). Таким образом, рынок мощности должен обеспечить привлечение инвестиций в реновацию и продление срока их службы. В настоящее время предельный уровень цены не покрывает даже расходов на текущую эксплуатацию и ремонты значительного объема генерирующих мощностей с учетом возможной прибыли от рынка электроэнергии.

Без адекватной оплаты существующей мощности для большинства генерирующих компаний окажется нецелесообразным финансирование инвестиций в техническое перевооружение, реконструкцию и даже просто в поддержание мощности существующего оборудования, поскольку эти вложения не будут компенсированы на рынке энергии и мощности. Следствием этого станет целесообразность массового и ускоренного вывода из эксплуатации оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, и его замещения более дорогой новой мощностью. В конечном итоге это приведет к значительному росту цен на электроэнергию для потребителей, вынужденных оплачивать значительно более дорогую новую мощность.

Фактический отказ от модернизации существующей мощности означает отсутствие рынка сбыта для продукции и услуг предприятий российского энергомашиностроения. Практически все оборудование для новых мощностей неизбежно будет иностранного производства, так как отечественные производители не располагают технологиями строительства современной энергогенерации (как газовой, так и угольной).

В то же время масштабная программа реконструкции существующих мощностей создала бы колоссальный мультипликативный эффект и для отечественного энергомашиностроения, и для всей цепочки связанных с ним отраслей. Благодаря крупным заказам она позволила бы энергомашиностроительным компаниям аккумулировать достаточный объем ресурсов для приобретения лицензий и разработки собственных технологий современной генерации в целях их использования в следующем инвестиционном цикле.