13.12.2013 Металлоснабжение и сбыт
Александр Григорьев, к.э.н., руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ
Реформирование электроэнергетики, официально завершившееся в 2008 году с окончательной реорганизацией и прекращением функционирования РАО «ЕЭС России», сегодня вступает в новую фазу. Причина проста – почти ни одна из целей реформы не была достигнута: не произошло ожидаемого роста эффективности предприятий отрасли, развитие отрасли происходит не на основе стимулирования инвестиций, создать конкуренцию в секторе генерации и на розничном рынке не получилось, цены на электроэнергию для конечных потребителей достигли мирового уровня, а в некоторых случая даже превзошли его, что поставило ряд отраслей промышленности на грань выживания. В условиях вступления России в ВТО и обострения конкурентной борьбы между отечественными и зарубежными компаниями, вопросы стоимости электроэнергии для промышленности приобретают критически важное значение.
Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ) провел анализ реформы электроэнергетики России и подготовил предложения по росту ее эффективности.
Рост тарифов
Результаты реформы российской электроэнергетики на сегодняшний день неутешительны: цены для конечных потребителей достигли неоправданно высокого уровня. Так, в 2002 году средние цены для промышленных, бытовых и сельскохозяйственных потребителей были примерно одинаковы (приблизительно 0,7 руб./кВтч). Однако впоследствии в результате влияния разнообразных факторов их изменение было весьма различно, общим трендом можно считать только то, что цены на приобретенную электроэнергию для всех категорий потребителей неизменно и стабильно росли (рисунок 1).
Рисунок 1. Средние цены на приобретенную электроэнергию для различных категорий потребителей
Источник: Росстат
Цифры говорят сами за себя: снижения или хотя бы стабилизации цен на электроэнергию на прежнем уровне после завершения реформы не произошло. Хотя опыт большинства стран, встававших на путь подобных либеральных реформ, свидетельствует о том, что именно в первые несколько лет эффект от внедрения конкуренции сильнее всего сдерживает или даже снижает цены. Причина в том, что Россия начала реформы в условиях грядущего дефицита мощности, более того, реформа была залогом преодоления вероятного дефицита. В большинстве же стран подобные преобразования начинались в условиях профицита предложения, как ответ на переинвестирование, и в условиях маржинального ценообразования приводили к стабилизации или снижению цен.
Следует также уточнить, что в ноябре 2012 года цена для промышленных потребителей в России впервые превысила аналогичный показатель в США. Цены на электроэнергию для конечных потребителей в странах Евросоюза на данный момент еще далеки от российских (рисунок 2), что во многом связано с ощутимо более высокими налогами в Европе, однако четко прослеживается тенденция к сближению этих показателей. Так, цены во Франции в среднем растут лишь на 4,5% в год, в Германии – на 7% и только Великобритания весьма близка к показателям роста цен в России – 9,4%. Здесь же необходимо отметить, что за основу реформы была принята именно так называемая «британская модель».
.png)
Рисунок 2. Сравнение цен на электроэнергию для промышленных потребителей в России, США и странах Европы (с учетом налогов), долл./кВтч
Источник: расчеты ИПЕМ по данным национальных статистических ведомств
Результат для отрасли и экономики не радостен: потребители, имеющие возможность построить собственную генерацию, все чаще прибегают к этому средству снижения издержек на электроэнергию, хотя общеизвестно, что единая энергосистема, как правило, производит электроэнергию с наименьшей себестоимостью за счет эффекта масштаба и соответствующего снижения себестоимости.
Проблемы технологического присоединения
В последнем рейтинге Всемирного Банка об условиях ведения бизнеса в различных странах (Doing Business) по критерию простоты, продолжительности и стоимости технологического присоединения к электрическим сетям Россия располагается на предпоследнем (184 из 185) месте из всех стран (ниже в рейтинге только Бангладеш). Чрезвычайно высокая удельная стоимость технологического присоединения к электрическим сетям резко снижает инвестиционную привлекательность России и вносит весомый вклад в рост цен на многие продукты и услуги.
Отсутствие рынка
Наиболее простым и эффективным способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является индекс Херфиндаля-Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами данного рынка.
Расчет по отдельным собственникам является более корректным, так как значительной частью генерирующих компаний владеют одни и те же собственники. Он дает значение индекса в 1 169, что соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует также отметить, что с 2008 года этот показатель вырос вследствие процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков — тогда он составлял 1020 (таблица 1). В структуре собственников следует особенно отметить роль государства. Контролируемые так или иначе государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии.
Таблица 1. Уровень концентрации на оптовом рынке электроэнергии
Источник: расчеты ИПЕМ по данным из открытых источников
Однако для электроэнергетики оценка доминирования на рынке по стране в целом (по собственникам и даже по ценовым зонам) является не совсем корректной ввиду наличия значительных инфраструктурных ограничений на перетоки электроэнергии*.
*В 2007 г. по инициативе ФАС России были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования — зоны свободного перетока мощности. Новые ценовые зоны, формируемые по границам зон свободного перетока мощности, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено.
На основании расчетов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по HHI, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого-то из участников. И лишь две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России (Рисунок 3). Все остальные зоны являются рынками с высокой концентрацией (наличием доминирования).
Рисунок 3. Уровень концентрации на рынках электроэнергии по зонам свободного перетока, 2011 г.
Источник: расчеты ИПЕМ по данным ФАС России
Нормотворчество без потребителя
Формально в период реформирования отрасли регуляторные функции возлагались на три субъекта: Минэнерго, ФСТ и ФАС. Фактически же центром принятия решений, отраслевой экспертизы на протяжении реформы было РАО «ЕЭС России» и его руководство. В условиях окончательной реорганизации РАО «ЕЭС России» возникал опасный управленческий, организационный и правовой вакуум. Заполнить его было призвано создание специальной структуры – НП «Совет рынка». Изначально целевая модель реформы не предполагала создание подобного наблюдательного органа: решение о его создании было принято только в 2008 году.
Функции НП «Совет Рынка» можно свести к двум ключевым: функция оператора коммерческой инфраструктуры (обеспечение торгов) и согласование позиций участников рынка в рамках нормотворческого процесса.
Широкое распространение получило заблуждение о том, что НП «Совет Рынка» является саморегулируемой организацией с юридической точки зрения. Данное заблуждение вызвано как наличием среди официальных целей партнерства «организации на основе саморегулирования … торговли», так и фактическим статусом Партнерства в качества центра сосредоточия отраслевой экспертизы, хотя официально данный вопрос находится в ведении государственных органов (Минэнерго, ФСТ, ФАС).
Тем не менее, государство занимает доминирующее положение в органах управления партнерства. Наблюдательный Совет, где принимаются ключевые решения партнерства, находится под полным контролем государства – его представители формируют полностью состав представителей в Палату органов власти (8 из 8), фактически осуществляют полный контроль над Палатой инфраструктурных организаций (4 из 4), постоянно представлены в Палате продавцов через ОАО «Русгидро» и ОАО «Концерн Росэнергоатом», а также временно – через ОАО «ИнтерРАО» (3 из 5). Таким образом, из 22 мест в Совете государство фактически контролирует 15, т.е. свыше 2/3 голосов.
С другой стороны – позиция потребителей электроэнергии представлена крайне слабо. Среди немногочисленных представителей Палаты покупателей в Наблюдательном совете, присутствует ОАО «Русэнергосбыт», аффилированный с компанией-генератором Enel. Остальные члены палаты являются либо выразителями специфических интересов самых крупных потребителей (Русал, НЛМК), либо сбытовых организаций, чьи интересы не в полной мере совпадают с интересами средних и малых потребителей.
Тем не менее, несмотря на указанные недостатки, на протяжении переходного периода (с 2008 г. по настоящее время) НП «Совет Рынка» выполнял критически важные функции по поддержанию постреформенного status quo, а также являлся связующим звеном между существенной частью участников рынка и государством. В отсутствии четко выраженной позиции государства, которое имело место в постреформенный период, НП «Совет Рынка» стал фактическим центром формирования политики в области электроэнергетики. При этом преимущества при ее формировании получили наиболее сильные и сплоченные своими корпоративными интересами представители генерирующего сектора, а также отчасти сбытовые компании и частично – крупные потребители.
Ключевые проблемы электроэнергетики
Системная проблема реформы электроэнергетики – ее неверное целеполагание. Целью реформы должно являться полное удовлетворение спроса с учетом минимизации издержек потребителей на электроэнергию. Привлечение частных инвесторов, модели рынка и их конкретные параметры – лишь возможные инструменты решения этой цели. Любое предложение по реформированию должно обосновываться именно тем, как оно способствует достижению цели минимизации издержек на электроэнергию для потребителя, а не мировым опытом, особенно без анализа его применимости в российских условиях, или чьими-то экономико-мировоззренческими идеалами.
Системной проблемой генерирующего сектора 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 на поставку 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.
К конкурентному отбору мощности со стороны рынка существует два главных замечания: неконкурентное ценообразование (price cap, установленный из-за наличия доминирования в большинстве ЗСП) и получение тарифа на мощность даже станциями не прошедшими КОМ (т.н. вынужденная генерация). Примечательно, что одинаковые замечания к КОМ имеются и у производителей, и потребителей электроэнергии.
Совокупность нерыночного механизма ДПМ вкупе с ошибками прогнозирования и пробелами в территориальном планировании, привели с одной стороны к недостатку мощности в некоторых частях ЕЭС, что приводит к необходимости сохранения вынужденной генерации, и общему перерезервированию мощностей в энергосистеме, с другой стороны.
Другой системной проблемой остаются неплатежи за электроэнергию и, как результат, образование задолженности. Главных причин образования задолженности на оптовом рынке две: трансляция неплатежей с розничного рынка и действия недобросовестных участников.
Системными проблемами электросетевого комплекса и причинами ускоренного роста тарифов являются ошибки на этапе введения RAB-тарифов, непрозрачность инвестиционных программ и деятельности электросетевых компаний, особенно ТСО, механизм «последней мили».
Введение RAB системы тарифообразования в электросетевом комплексе вкупе с действующей на региональном уровне котловой системой расчета тарифов породило порочную систему, при которой любые инвестиции, вне зависимости от стоимости построенного объекта, его загрузки, целей строительства и использования, включаются в тариф и увеличивают тарифную нагрузку на всех потребителей региона. Формирование котловых тарифов на региональном уровне местными тарифными органами, не входящими даже в вертикаль подчинения ФСТ России, порождает целый ряд факторов и злоупотреблений, влияющих на рост цен.
Аренда «последней мили» – это временное решение, которое было принято на этапе структурной реформы и изменении системы тарифообразования в 2004 году. Однако до сих пор не придумано способа ее отмены без резкого негативного влияния на средних и мелких потребителей.
Но основной ключевой проблемой российской электроэнергетики, равно как и большинства инфраструктурных секторов экономики и промышленности – слабость и, по объективным причинам, низкая эффективность государственного регулирования, особенно на региональном уровне. Государственное вмешательство и государственное регулирование – не синонимы. Чем более либерализованной становится экономика страны, тем сильнее она нуждается в сильных и эффективных регуляторах, способных «всевидящим оком» государства эффективно корректировать действия «невидимой руки» рынка, когда ее поведение идет вразрез с экономическими интересами всех субъектов экономики. Особую опасность в этой связи могут представлять действия по поспешному коренному изменению принципов и структуры регулирования в Российской Федерации, например, объединения в единый «мегарегулятор» органов ФАС и ФСТ России.
Пути решения проблем
Решение проблемы непрозрачности электросетевого комплекса находится в нескольких плоскостях: увеличение подотчетности тарифных органов на местах, внедрение действенного общественного и экспертного надзора, механизмов ответственности всех участников (электросетевых компаний, потребителей и местных властей), законодательное закрепление понятия «перекрестное субсидирование» и формализация всех его механизмов.
Только при выполнении всех вышеуказанных условии можно начать реальное решение проблемы перекрестного субсидирования там, где «перекрестка» не исполняет функций государственного регулирования и является лишь атавизмом системы тарифного регулирования переходного этапа.
Помимо вышеуказанных мер необходимо продолжать начатый процесс по типологизации стоимости инвестпроектов в сетевом комплексе и расчету тарифов с учетом обоснованности инвестиций и загрузки объектов. Также критически важным является наведение порядка на уровне регионального регулирования и формирования котловых тарифов: экспертиза «котла» и исключение из него сетей монопотребителей, секвестр необоснованно используемых льгот на технологическое присоединение и др.
Касательно генерирующего сектора, очевидно, что ДПМ препятствует решению задачи внедрения механизмов, стимулирующих конкуренцию за потребителя. Предлагаемая в качестве основной альтернативы модель двусторонних договоров – не панацея. Одна из ее основных целей – снять нагрузку оплаты перерезерва с потребителей. Однако при решении данной проблемы для крупных потребителей, данная модель несет в себе существенные ценовые риски для малых и средних потребителей, и не гарантирует сама по себе передачи верных рыночных сигналов во всей системе «экономика-энергетика», а значит, вновь могут обостриться риски, связанные с нехваткой в будущем необходимых мощностей. Тем не менее, по сравнению с перспективой сохранения status quo в виде ДПМ, двусторонние договора – безусловный шаг вперед.
У проблемы неплатежей решение только одно — ужесточение ответственности и ее неотвратимость. Неприкасаемых быть недолжно: да, не платит за электроэнергию конкретный «неотключаемый» водоканал, но у этого предприятия есть конкретное руководство, и именно оно должно нести персональную ответственность за действия подконтрольного ему предприятия, возможно в виде дисквалификации с запретом занимать руководящие должности в течение нескольких лет, а на «неотключаемых» предприятиях – пожизненно.
Будущее реформы
Периодический пересмотр итогов реформирования, анализ результатов, осознание ошибок и их исправление – нормальная мировая практика. Например, в Великобритании существенные изменения в модели взаимоотношений в электроэнергетике происходят примерно раз в десять лет, а в Соединенных Штатах были извлечены необходимые уроки из калифорнийского энергетического кризиса, и эта страна более не сталкивалась с катастрофическими результатами либерализации в электроэнергетическом секторе.
Все выявленные в результате анализа проблемы решаемы, но при условии полноценной вовлеченности в их решение государства. Именно рост качества и эффективности государственного регулирования в естественно-монопольных отраслях в целом, и в электроэнергетике в частности, является необходимым условием их дальнейшего успешного развития в интересах всей российской экономики.