11.06.2013 Независимая газета
Тарифные проблемы сектора генерации и оптового рынка электроэнергии и мощности.
Об авторе: Материал подготовлен на основе аналитического доклада ИПЕМ «Анализ результатов реформы электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности». Александр Владимирович Григорьев – кандидат экономических наук, руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ
Отсутствие грамотного решения проблем российской электроэнергетики вызывает опасные турбулетности в рамках всей экономической системы страны. Картина Виталия Ермолаева (Юрмала) «Зов»
Системной проблемой генерирующего сектора спустя все годы, прошедшие с момента официального завершения реформы электроэнергетики, продолжает оставаться отсутствие естественных рыночных механизмов, стимулирующих предпринимательскую инициативу (читай: новые инвестиции) и конкуренцию за потребителя, способствующих снижению издержек, а с ними и цен. Очевидно, что механизм договоров о предоставлении мощности (ДПМ) только препятствует решению этой задачи. Он создавался для решения других задач: гарантий выполнения взятых на себя инвесторами обязательств при покупке генерирующих активов в ходе реформы. Но спустя несколько лет его экономический смысл и функционал были окончательно искажены, и из средства, гарантирующего государству новые мощности, он превратился в механизм безрискового инвестирования, гарантирующего инвестору возврат капитала за крайне короткие по отраслевым меркам сроки, причем даже в случае простоя мощностей.
В какой-то момент вместо конкуренции за потребителя среди участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) стала наблюдаться активная конкуренция за возможность участия в реализации ДПМ.
Самый яркий пример – история о несостоявшейся продаже РУСАЛу КЭС-холдингом Богословской ТЭЦ, обслуживающей одноименный алюминиевый завод (БАЗ). Стороны не сошлись в цене. КЭС оценил саму станцию и идущий вкупе с ней проект ДПМ Новобогословской ТЭЦ (230 МВт) в 3,5 млрд. руб. РУСАЛ оценивал только физически существующую станцию и насчитал примерно 1 млрд. руб. Фактически КЭС оценил нереализованный проект ДПМ в 2,5 млрд. руб. упущенной выгоды, или примерно в 360 долл./кВт. Для сравнения: удельные капитальные затраты при строительстве парогазовых установок (ПГУ) оцениваются примерно в 1500 долл./кВт установленной мощности. Получается, что привилегии рыночного положения несуществующей станции были оценены в 25% от реальных капзатрат на ее строительство.
На текущий момент объем обязательств по ДПМ составляет около 30 ГВт мощностей, из которых чуть менее трети приходится на «Газпром энергохолдинг».
Механизм ДПМ казался необходимым на переходном этапе реформирования и с функцией гарантий ввода мощностей справился. Но даже с выполнением данной функции не все гладко: имеется накопленное отставание по срокам ввода на уровне 1,5–2 ГВт, а регулярные штрафы по ДПМ компании в любом случае будут пытаться компенсировать на рынке, перекладывая ценовую нагрузку на потребителей. Совокупные объемы наложенных штрафных санкций только за 2012 год сопоставимы со стоимостью строительства 60 МВт новых мощностей.
Главный недостаток ДПМ – весомый дополнительный вклад в рост расходов потребителей на электроэнергию и нерыночные принципы его функционирования, которые обуславливают необходимость пересмотра дальнейших подходов к налаживанию инвестиционного процесса в отрасли.
Так, в период с 2011 по 2013 год совокупная доля ДПМ и вынужденной генерации в оплачиваемой рынком мощности по объему выросла с 6,9% до 13,4%. Цифры внушительные, но не критичные. Однако за тот же период стоимостная совокупная доля ДПМ и вынужденной генерации в оплачиваемой рынком мощности выросла почти в два раза – с 22–23 до почти 40%.
Обратимся ко второму проблемному вопросу оптового рынка: конкурентному отбору мощности (КОМ). К конкурентному отбору мощности в текущем виде со стороны рынка существует три главных замечания:
– малый срок отбора, не дающий долгосрочных ценовых сигналов;
– неконкурентное ценообразование (price cap, установленный из-за наличия доминирования в большинстве зон свободного перетока электроэнергии);
– получение тарифа на мощность (повышенного) даже станциями, не прошедшими КОМ (так называемая вынужденная генерация).
Примечательно, что одинаковые замечания к КОМ имеются и у производителей, и у потребителей электроэнергии.
Совокупность нерыночного механизма ДПМ вкупе с ошибками прогнозирования и пробелами в территориальном планировании привела, с одной стороны, к недостатку мощности в некоторых частях Единой энергосистемы (ЕЭС), что приводит к необходимости сохранения вынужденной генерации и общему перерезервированию мощностей в энергосистеме – с другой стороны. Такая ситуация имеет прямые негативные последствия как для потребителей, так и для производителей электроэнергии:
– потребители вынуждены оплачивать весь объем излишнего резерва за счет оплаты мощности неэффективных станций;
– эффективная мощность, проходящая конкурентный отбор, получает низкую оплату; неэффективная мощность, не способная пройти конкурентный отбор, получает повышенную оплату;
– перерезервирование в системе ведет к искаженному перераспределению полного объема выручки между генераторами, и они пытаются компенсировать объемы недополученной прибыли, зачастую создавая дополнительную ценовую нагрузку на потребителей:
а) перерезервирование ведет к снижению коэффициента использования установленной мощности (КИУМ), прежде всего тепловой генерации, и снижению доли рынка электроэнергии в общей выручке генераторов;
б) снижение КИУМ ведет к абсолютному снижению выработки и недополучению выручки и прибыли, с одной стороны, и росту удельных топливных издержек из-за снижения эффективности режимов – с другой, что приводит к необходимости повышения ценовых заявок на рынке на сутки вперед (РСВ).
Предлагаемая в качестве основной альтернативы модель двусторонних договоров, конечно, не лишена недостатков. Ключевой из них, по мнению многих, – это то, что прямой выигрыш от ее введения получат только крупные потребители. Но при сохранении механизма ДПМ положение малых и средних потребителей вряд ли окажется лучшим, чем в условиях новой модели. К сожалению, иных реальных способов переломить ситуацию на рынке в пользу потребителей на сегодня нет: продление действия ДПМ будет означать лишь усиление позиций определенной части генераторов за счет всей остальной экономики, и в первую очередь промышленности, в особенности за счет таких ключевых для нее отраслей, как, например, металлургия или химическая. Безусловно, новой модели еще предстоит пройти горнило как экспертных, так и общественных обсуждений, многочисленных согласований в министерствах и ведомствах. Очевидно одно: без модернизации в пользу потребителей у рынка нет будущего – не будет потребителей. Уже сегодня предприниматели задумываются о переносе производственных мощностей за рубеж. Дальнейший рост цен в электроэнергетике заставит перейти промышленников от таких замыслов к их воплощению. Кто же тогда будет покупать электроэнергию, если в России не станет промышленности? Кто выиграет от этого?