Возможен ли баланс интересов

Необходима разработка новых стимулов для инвестиционной активности генерирующих компаний, поскольку строительство и ввод в эксплуатацию крупных объектов электроэнергетики занимает многие годы. Фото с сайта www.rushydro.ru

Сегодня цена на электроэнергию для некоторых категорий потребителей в России сравнима с уровнем многих европейских стран и США, хотя еще несколько лет назад электроэнергия в РФ была заметно дешевле, чем в большинстве стран мира. Такой рост тарифов и цен, вопреки заявленным целям развернутой более 10 лет назад реформы электроэнергетики, приводит к росту издержек потребителей, а значит, снижает конкурентоспособность ключевых секторов российской экономики, что в конечном счете приводит к падению объемов промышленного производства во многих отраслях, замедлению темпов роста ВВП России. Падение курса российского рубля по отношению к иностранным валютам в конце 2013 – начале 2014 года формально привело к снижению конечной цены на электроэнергию, выраженной в долларах США (рис. 1). Проблема тем не менее осталась и нуждается в системном решении.

Ключ к пониманию сложившейся ситуации со стремительным ростом цен на электроэнергию находится во всех звеньях цепочки ценообразования в электроэнергетической отрасли. В генерации проблемой является несовершенство системы ценообразования, в особенности действие нерыночных механизмов, таких как договора на поставку мощности (ДПМ) и вынужденная генерация. В сетях это непрозрачные инвестпрограммы, строительство объектов с низкой степенью загрузки, некоторые особенности котлового метода тарифообразования, проблемы брошенных сетей и монопотребителей. Попробуем разобраться, вклад какого звена наиболее ощутим для конечного потребителя?

Структура цены на электроэнергию на протяжении постреформенного периода испытывала заметные изменения: доля электросетевой составляющей конечной цены росла опережающими темпами по сравнению с другими секторами – генерацией и сбытом. Так, доля сетевых организаций в структуре конечной цены на электроэнергию в 2006 году в среднем составляла 32%, в то время как к 2011 году эта доля увеличилась до 43%. В дальнейшем доля услуг по передаче электроэнергии менялась уже не столь значительно.

Означает ли это, что доля генерации в конечной цене снизилась за счет эффективной конкуренции на оптовом рынке? Нет. Ключевая причина кроется в опережающем, по отношению к росту цен на оптовом рынке, росте тарифов на передачу и распределение электроэнергии.

Системными проблемами в электросетевом комплексе являются значительные ошибки на этапе введения регулирования тарифов по системе RAB (Regulatory Asset Base – регулируемая база инвестированного капитала). Одна из явных, с которой бороться уже невозможно, – это неадекватная (завышенная) оценка базы инвестированного капитала. К другим можно отнести завышенные и непрозрачные инвестиционные программы сетевых организаций, дискриминацию в процессе тарифообразования на местном уровне в пользу недобросовестных территориальных сетевых организаций и пр.

Отдельно следует отметить механизм перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе, за счет которого происходит не только искусственное перераспределение тарифной нагрузки между различными потребителями, но и тарифной выручки между компаниями. Основной объем «перекрестки» включен в тарифы на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям. Тариф формируется через котловой механизм тарифообразования, который при всех своих достоинствах, призванных упростить жизнь регулятору и взаиморасчеты между сетевыми компаниями, является крайне непрозрачным не только для потребителей, но и для участников рынка. Котловая система тарифообразования предполагает, что на территории субъекта Федерации вводится единый тариф на услуги электросетевых компаний – как межрегиональной распределительной сетевой компании (МРСК), так и местных территориальных сетевых организаций (ТСО). Основные объемы перекрестного субсидирования возникают на этапе, когда происходит дифференциация тарифов по типам напряжения (по потребителям).

Говоря о «перекрестке», нельзя не сказать о проблеме аренды «последней мили». В этом году ей исполняется уже 10 лет. Этот «временный» механизм обеспечивает дополнительную выручку распределительным сетевым компаниям в условиях сдерживания тарифов для субсидируемых групп потребителей. Проблема «последней мили», что характерно, появилась только на этапе структурной реформы, а именно: после выделения сетей, когда разделить разделили, а адекватного решения проблемы, что делать с выпадающими доходами в «котле», не придумали.

Но все-таки есть свет в конце тоннеля: было принято решение отменить с этого года договора «последней мили», частично компенсировав последствия в ряде регионов, а о перезагрузке RAB-тарифов было анонсировано годом ранее. 

Если в сетях по крайней мере есть и понимание проблем, стоящих перед отраслью, и выработаны основные пути их решения, то в секторе генерации в этом плане не все так радужно.

Попытки государства стимулировать компании к модернизации генерирующих мощностей выразились во введении договоров на поставку мощности. Данный нерыночный механизм задумывался как средство, гарантирующее государству новые мощности в тех местах, где это необходимо. Но в его нынешней форме он используется как способ безрискового инвестирования, который гарантирует инвестору возврат капитала в короткие по отраслевым меркам сроки и фиксированный уровень доходности. За последние семь лет практически все крупные тепловые генерирующие мощности были введены на условиях ДПМ. За рамками ДПМ вводятся немногочисленные генерирующие установки, зачастую принадлежащие собственно крупным потребителям электроэнергии. Пик вводов приходится на период 2012–2018 годов, а дальше планов по инвестициям нет. Судьба развития генерирующих мощностей после 2018 года остается туманной, так как отсутствуют экономические стимулы, побуждающие к инвестированию.

Рис. 1. Цена на электроэнергию, приобретаемую промышленными потребителями. Источник: Росстат, ЦБ РФ, EIA, Eurostat

Более того, на данный момент не только нет готового решения, позволяющего заменить ДПМ на нормальный рыночный механизм, стимулирующий инвесторов делать вложения, но и не придумано, что делать с вынужденной генерацией, благодаря которой резервы мощности растут стремительными темпами и оказывают негативное влияние на экономическую эффективность отрасли, а значит, и ее потребителей. Масштабные новые вводы на фоне сохранения огромных старых мощностей, которые по тем или иным причинам не выводятся, складываются в огромный перерезерв мощностей, который, еще раз повторимся, оплачивает потребитель. Хорошо, что многие проекты по ДПМ отстают по времени ввода от плановых сроков, иначе ситуация усугубилась бы еще больше.

Казалось бы, проблема создания рыночного механизма для инвестиций в новые мощности – только в самой электроэнергетике, но это не так. Без решения проблем на рынке тепла решить существующие проблемы электроэнергетики невозможно. Именно предприятия, работающие в режиме когенерации, в действующих условиях чувствуют себя хуже всего. ТЭЦ основную часть выручки получают именно за счет реализации тепла. При этом существует значительный объем перекрестного субсидирования между теплом и электроэнергией, когда для сдерживания тарифов на тепло часть его себестоимости закладывается в цену на электроэнергию. В итоге страдают участники с обеих сторон: и производители, работающие в режиме когенерации, которые недополучают выручку за счет искусственно заниженных тарифов на тепло, и потребители электроэнергии, которые вынуждены оплачивать «перекрестку».

Возвращаясь к проблеме перерезерва, необходимо отметить, что те прогнозы электропотребления, которые делались во время реформы, были априори завышенными и имели своей целью что угодно, но только не реальное отражение действительности, иначе выяснилось бы, что новых мощностей нужно совсем немного, но значит, и рынок уже был бы не таким привлекательным для инвесторов.

Насколько каждый киловатт избыточной мощности увеличивает конечную цену на электроэнергию для промышленных потребителей? Представим, что положения, например, Энергостратегии-2030 в отношении электроэнергетики выполняются хотя бы по нижней границе прогноза, сделанного в этом документе. Ниже мы оценили уровень дополнительного бремени потребителей, возникающего от избыточных мощностей (табл. 1), при условии, что все новые вводимые мощности вводятся на условиях, аналогичных ДПМ, а вывод мощностей все же осуществляется в плановом режиме.

Несмотря на все неутешительные итоги реформы, промышленные потребители в нашей стране еще остаются, хотя самые уязвимые, как, например, цветная металлургия, уже приступили к закрытию мощностей, ставших неконкурентоспособными в условиях форсированного роста цен на электроэнергию. Например, в 2013–2014 годах было приостановлено производство алюминия на пяти из шести заводов, расположенных в европейской части страны и на Урале.

Новейшая история российской электроэнергетики – это череда перекосов в ту или иную сторону. Сегодня, когда баланс сил постепенно склоняется на сторону потребителей, важно не допустить нового дисбаланса. Необходим поиск точки равновесия между интересами всех сторон: энергетиков, государства, бизнеса и населения.

В качестве первоочередных мер по регулированию электроэнергетики можно назвать следующие:

Во-первых, разработка новых стимулов для генерирующих компаний к развитию модернизации фондов после завершения проектов ДПМ. При этом необходимо помнить, что залог привлекательности для инвесторов – понятные и долгосрочные правила и прогнозируемость последствий принимаемых решений, чего нынешнее законодательство обеспечить не может. А одно из главных проблемных направлений, требующих первоочередного решения, – рост резерва и ценовой нагрузки на рынок за счет невозможности вывода старых неэффективных мощностей. При этом создаваемые стимулы не должны ложиться неоправданным бременем на потребителей, как это произошло при реализации ДПМ.

Во-вторых, решение проблем на рынке тепла. Более того, эти проблемы являются одним из главных препятствий для того, чтобы инвестиции в теплофикационные энергоблоки являлись привлекательными для инвестора в текущих условиях.

Одним из возможных выходов из сложившейся ситуации может стать принятие новой модели рынка теплоэнергии, предложенной Минэнерго России. Данная модель предполагает создание единой теплоснабжающей организации (ЕТО), а также введение долгосрочного тарифообразования на тепло по методу «альтернативной котельной». Однако при кажущейся привлекательности данного подхода существуют и значительные риски, связанные прежде всего с монопольным поведением ЕТО. Успешность реализации новой модели рынка тепла зависит от детальности и проработанности в нормативной базе процессов взаимодействия всех участников рынка.

Наконец, следует признать неприемлемым дальнейший рост цен на газ для российских электростанций. Безусловно, позитивным фактором является правительственное разрешение, дающее ОАО «Газпром» возможность предоставлять скидки крупным потребителям от цены, установленной ФСТ. В соответствующем документе указан предельный размер скидки в размере 20%.