«Эксперт» №41 (678)/26 октября 2009
Монахова Елена, генеральный директор компании «Тейдер», Юрий Карпов, аналитик компании «Тейдер», Сергей Пшеничников, генеральный директор компании «АйТи Энерджи Аналитика»
Анализ технико-экономических показателей энергокомпаний показывает, что оптовый рынок электроэнергии имеет признаки картелизации и риски завышения цен. Управление этими рисками возможно, но потребуется корректировка правил и параметров регулирования
Российскую экономику ожидает переход к свободному ценообразованию на рынке электроэнергии и мощности. По утвержденному правительством графику перехода с 1 января будущего года уровень либерализации достигнет 60% (против нынешних 50%), а с 1 июня по фиксированным тарифам будет продаваться только 20% электроэнергии. Таким образом, менее чем через год доля электроэнергии, оплачиваемой по свободным ценам, превысит долю, оплачиваемую по тарифу. А с 1 января 2011 года установление государством тарифов на оптовом рынке запрещается.
В середине 2008 года Анатолий Чубайс, прощаясь с управлением в электроэнергетике, уверенно утверждал, что оптовый рынок электроэнергии в России построен.
Так ли это?
То ли рынок, то ли политбюро
Оптовые рынки электроэнергии во всем мире регулируются государством, а действия участников этих рынков ограничиваются соответствующими правилами, обеспечивающими баланс интересов производителей и потребителей.
Правильно регулируемый рынок должен быть справедливым, эффективным и прозрачным. Рынок является справедливым, если все участники торговли поставлены в одинаковые условия. Рынок является эффективным, если никакой участник не может повлиять на рыночные механизмы спроса и предложения таким образом, чтобы цена товара перестала быть точным отражением активов и связанной с ними информации. Если такое влияние имеет место, то это манипулирование рынком.
Мы утверждаем, что после ликвидации РАО ЕЭС действующий российский рынок электроэнергии не может быть в достаточной степени справедливым и эффективным.
По природе своей он является классической олигополией. Основных компаний-собственников, владеющих большей частью энергоактивов, — девять. Для зарождающегося российского электроэнергетического рынка картелизация представляет серьезную опасность, коль скоро она заложена в его структуре.
При проведении реорганизации РАО ЕЭС была сделана ставка на саморегулирование, на саморегулируемые организации. Однако любое профессиональное объединение девяти ключевых игроков будет похоже на картель. Возникшее весной 2008 года некоммерческое партнерство «Совет производителей энергии и стратегических инвесторов электроэнергетики», насчитывающий сегодня 12 участников (прямо как в ОПЕК), очень напоминает такую структуру. Не потому, что там собрались ужасные заговорщики, а просто эффективные собственники попали в такие объективные условия, когда договориться такому количеству участников технически гораздо легче и эффективнее, чем имитировать организованный рынок.
В ходе реформы РАО ЕЭС образовалась 21 генерирующая компания (6 ОГК, «Русгидро», 14 ТГК). После их продажи (за вычетом ОГК-1 и «Русгидро») собственниками стали девять компаний. Такого количества недостаточно для справедливого и эффективного рынка, поскольку любое воздействие с их стороны, особенно согласованное, приводит к деформациям рыночной структуры. Между тем при зарождении идей реформирования, в начале 2000−х, Валентин Завадников, бывший тогда зампредом правления РАО «ЕЭС России», предлагал вариант постанционной приватизации генерации, то есть разделение РАО ЕЭС на четыреста с лишним объектов и их последующую распродажу. Однако этот план был отвергнут как хлопотный и длительный. Более предпочтительным показался вариант разовых продаж укрупненных компаний иностранным инвесторам.
Парадоксально, но при распаковывании старых АО-энерго и последующей свертке генерации в ОГК/ТГК реформаторы-экономисты совершенно не учитывали издержки преобразуемых объектов, а использовали лишь их технико-географические признаки (установленная мощность или территориальная принадлежность). При этом декларировалась цель построить конкурентный рынок.
На всех российских конференциях по электроэнергетике представители собственников (Enel, например) требуют увеличения цены на электроэнергию до европейского уровня. И это понятно, им нужно как можно скорее отбить свои инвестиции, нужны деньги на ремонт, экологию и прочее. Немецкий энергоконцерн E.ON обратился в российское правительство с просьбой гарантировать ему скорый возврат 4,6 млрд евро инвестиций, потраченных на покупку ОГК-4. Окупить свои вложения иностранный стратег рассчитывал за семь-десять лет, однако падение спроса, перенос сроков ввода рынка мощности и не столь стремительный рост тарифов не позволяют сделать это. Обратим внимание, что никто из собственников не предлагает повысить до европейского уровня и демпинговые цены на топливо (газ, уголь) для российской электроэнергетики. А ведь это было бы вполне обоснованно, если следовать их логике.
А вот снижение издержек не рассматривается собственниками как источник инвестиций и прибыли. Все надежды на увеличение доли либерализованного рынка, которое обязано привести к росту цен на электроэнергию, и на ввод рынка мощности, то есть на рост выручки.
В то же время российские правила тарифообразования в электроэнергетике устроены так, что снижение издержек вредно для экономики энергокомпаний. Поскольку регулируемые тарифы утверждаются по формуле «затраты плюс», экономия издержек в текущем году при честной бухгалтерии приведет к уменьшению тарифа в следующем. Ценообразование на оптовом рынке не так очевидно, но в среднесрочном периоде тоже привязано к издержкам генерирующих компаний.
На оптовом рынке электроэнергии большая краткосрочная волатильность возможна, но в среднесрочной перспективе при определении своих ценовых предложений компании неизбежно будут ориентироваться на свои издержки. Среднесрочный демпинг невозможен. А вот манипуляции и растущий тренд объективно неизбежны. Потому что реально на оптовом рынке ценовую политику, по сути, определяют всего девять департаментов коммерческой диспетчеризации, по числу основных компаний-собственников.
Не рыночные цены
Свершившееся распределение тепловых электростанций (ТЭС) по созданным в процессе реформирования ОГК и ТГК привело к системному повышению стоимости электроэнергии. Именно так можно трактовать результаты нашего отраслевого имитационного моделирования и анализа издержек.
Мы попробовали рассчитать, какими были бы издержки в отрасли (основа тарифа на производство электроэнергии), если бы все станции ОГК и ТГК были объединены в единую операционную компанию с условным названием ОАО «ОГК+ТГК».
При расчетах использовались данные годовой отчетности компаний по объектам, входящим в 6 ОГК и 14 ТГК, из которых 222 объекта теплогенерации, 17 объектов гидрогенерации и 43 котельные. Чтобы иметь возможность сравнивать все генерирующие компании между собой (станции ОГК производят преимущественно электроэнергию, а ТГК еще и тепло), был введен интегрированный показатель «электротепло», измеряемое в джоулях (для пересчета использовались соотношения: 1 Гкал = 4,1868 ГДж, 1 МВт·ч = 3,6 ГДж). По всем станциям ОГК, ТГК, а также по ОГК и ТГК вместе мы рассчитали средневзвешенные удельные издержки, то есть общие затраты на производство электроэнергии и тепла, как фиксированные, так и переменные, отнесенные на единицу отпущенного «электротепла». После этого стало возможным вычислить издержки ОАО «ОГК+ТГК» при производстве электроэнергии.
Они составили 77,3 коп. за киловатт-час. Героически удерживают этот уровень в отрасли ОГК-2, ОГК-4, ТГК-10, ТГК-12 и ТГК-13 — все они имеют издержки лучше среднеотраслевых. Остальные компании (а это 74,72% от установленной мощности всех ОГК/ТГК!) на рынке являются «быками», неизбежно повышающими цену на электроэнергию.
Результаты моделирования свидетельствуют, что сегодняшние цены на электроэнергию в целом системно завышены, что, в частности, хорошо заметно по новым тарифам, устанавливаемым Федеральной службой по тарифам (ФСТ) на 2010 год.
2 октября ФСТ опубликовала приказ, в котором приводятся предельные уровни тарифов на электроэнергию на 2010 год для населения и для промышленных потребителей. Документ последовал за решением правительства о среднем повышении тарифа на 7,6% для промпотребителей и на 10% для населения. Предельные уровни тарифов от региона к региону значительно различаются. Так, в Москве максимальный уровень тарифа для промпотребителей увеличен на 7,7%, до 228,71 коп. за 1 кВт·ч. В Дагестане они вырастут на 34,7%, до 170,05 коп. за 1 кВт·ч, а в Татарии снизится на 2%, до 167,71 коп. Самые высокие тарифы сохранятся на Чукотке (876,23 коп. за 1 кВт·ч) и в Камчатском крае (712,17 коп. за 1 кВт·ч), а самые низкие — в Иркутской области (47,94 коп. за 1 кВт·ч) и Красноярском крае (87,62 коп. за 1 кВт·ч).
Ниже среднеотраслевых издержек (77,3 коп.) останется тариф в Иркутской области и в Хакасии, то есть в регионах с преобладанием дешевой гидроэнергии. В большинстве же регионов страны тарифы в несколько раз превышают среднеотраслевые издержки (в Москве и Ингушетии — почти в три раза, а в Камчатском крае и на Чукотке — более чем в девять раз).
Свободный рынок в среднесрочной перспективе не улучшит ситуацию, так как торговать на нем будут не какие-то инопланетные генерирующие компании, а те же «быки», у которых издержки выше средних по отрасли. А поскольку их много — около 75% от установленной мощности всех ОГК/ТГК, то по правилам ценообразования на оптовом рынке равновесная цена будет определяться этими участниками, тогда как компании с меньшими издержками будут получать премию за счет потребителей. Для примера мы посчитали, как уход с рынка только одной, но мощной и эффективной Саяно-Шушенской ГЭС может привести к значительному увеличению цены электроэнергии в Сибири из-за того, что дефицит будет восполняться за счет более дорогой тепловой генерации (см. «Ценовые последствия аварии на Саяно-Шушенской ГЭС»).
Снизить риски картелизации
Одной из вынужденных мер (со стороны регуляторов и организатора электрорынка) для повышения конкуренции может стать возвращение электростанциям статуса юридического лица (безусловно, в виде ОАО). Тогда, даже при сохранении небольшого числа собственников, увеличится число хоть и аффилированных, но финансово самостоятельных (и экономически ответственных!) генерирующих компаний, обязанных быть прозрачными — то есть иметь отдельные балансы и отчетность. При понятных угрозах появления внутренних оборотов и трансфертного ценообразования (мир не без находчивых людей). Однако собственникам и их управляющим это создаст дополнительные технические трудности для сговора.
В создавшейся ситуации следует очень осторожно и последовательно разрабатывать и внедрять правила регулирования электрорынка. И главное — параметры регулирования, для расчета которых необходимо привлечь чудом сохранившиеся отраслевые компетенции. В дальнейшем необходимо построить профессиональную систему надзора за выполнением этих правил со встроенной системой их совершенствования.
Вычисленные среднеотраслевые издержки являются для участников электрорынка серьезной мотивацией к саморегулированию. Ведь оказывается, что в целом по отрасли издержки вполне приемлемы для потребителей и могут служить ценовым ориентиром для регулятора, у которого есть альтернатива в принятии решений. Если участники рынка в срочном порядке не создадут совместными усилиями правила регулирования, обеспечивающие справедливый и эффективный электрорынок, то государству не останется ничего другого, как признать реформу электроэнергетики неудачной и правовым способом вернуться к ранее существовавшей ЕЭС.
Современные методы и средства имитационного моделирования (см. «Игры с параметрами регулирования» [1]) позволяют определить требуемые параметры регулирования в отрасли, которая пока удивительным образом сохранила стремление к соблюдению дисциплины и раскрытию информации о своих объектах.
Дополнительный материал к статье «Опасное деформирование»
Игры с параметрами регулирования
Одно из нормативных требований действующего регулирования для генерирующих компаний при получении статуса субъекта оптового рынка — установленная генерирующая мощность. Она должна быть равна или превышать 25 МВт и в каждой предполагаемой группе точек поставки составлять не менее 5 МВт.
Однако по примеру фондового рынка (котировальные листы) можно упорядочить генераторов по «качеству» (издержкам) и сформулировать правило допуска на рынок участника по величине допустимых издержек. Для станций, превышающих установленный порог, конкурентный отбор не проводится.
Эта величина предельных издержек и будет искомым параметром регулирования. В таких условиях Системному оператору, естественно, работать будет сложнее. Конечно, дорогих и одновременно социально значимых генераторов рынку придется дотировать по регулируемым договорам. Но в целом это будет дешевле, поскольку снизит ценовые риски и выведет отрасль из тупика, когда собственники требуют полноценного оптового рынка, а регуляторы справедливо опасаются катастрофического для потребителей взлета цен.
Например, границу отсечения (параметр регулирования) можно принять на уровне европейской биржевой цены на электроэнергию на EEX, где средняя спотовая цена за шесть дней с 1 по 6 октября составила 1403,65 руб. за 1 МВт∙ч.
Мы провели имитационное моделирование на основе данных 230 станций, включая 31 станцию ОГК и 199 станций ТГК. Не получили «право» торговать на оптовом рынке 36 станций (среди аутсайдеров оказались, скажем, московские ТЭЦ с номерами 6, 17, 28 и Уренгойская ГРЭС). Их издержки выше европейских оптовых цен на электроэнергию, а суммарная установленная мощность этих 36 станций — 3,65% от установленной мощности рассматриваемых 230.
В этом случае средневзвешенные отраслевые издержки для оптового рынка сократятся по ОГК — на 0,18%, по ТГК — на 4,89%, а в целом по ОГК/ТГК — на 2,44%.
Иное значение параметра регулирования (границы отсечения) изменит число аутсайдеров и величину средних отраслевых издержек. Выбор за регулятором.
Дополнительный материал к статье «Опасное деформирование»
Ценовые последствия аварии на Саяно-Шушенской ГЭС
После аварии на крупнейшей в России гидростанции образовался дефицит мощности 1,2 ГВт.
Мы провели имитационное моделирование, основанное на данных 2008 года, для двух групп генерирующих объектов, целью которого было определить, как изменится цена на энергию в регионе в результате замещения мощностей СШГЭС мощностями станций из двух групп. В первую группу вошли шесть объектов, представляющих собой угольные станции (с установленной мощностью больше 250 МВт), находящиеся на удалении не более 500 километров по линиям электропередачи от СШГЭС. Во вторую вошел 41 объект — угольные, смешанные станции и ГЭС в Республике Хакасия и в соседних субъектах РФ.
В первом случае моделировался вариант замены выбывшей гидроэнергии электроэнергией угольных ТЭС (как более дешевой по сравнению с газовой), во втором — комбинацией электроэнергии близлежащих ГЭС, а также угольных и смешанных ТЭС.
Для корректного сравнения существующий двухставочный тариф ФСТ для генерирующих компаний (тариф на электроэнергию и на установленную электрическую мощность) был приведен к модельному одноставочному. Последний вычислялся так: выручка станции по двухставочному тарифу за определенный период была отнесена к суммарному отпуску электроэнергии станцией за этот же период. Вычисленный таким образом модельный одноставочный тариф, в отличие от двухставочного, уже можно корректно сравнивать с себестоимостью производства единицы отпущенной электроэнергии.
Моделирование по группе 1 дало следующий результат. Хотя на угольных станциях удельные издержки относительно средневзвешенного отраслевого значения (773 руб. за 1 МВт∙ч) сравнительно низки (496 руб. за 1 МВт∙ч), они все же намного выше одноставочного тарифа на Саяно-Шушенской ГЭС (324 руб. за 1 МВт∙ч). То есть замена мощностей СШГЭС мощностями из группы 1 наверняка приведет к росту тарифов не менее чем в полтора раза.
Моделирование по группе 2 дало более оптимистичные результаты. Модельный одноставочный тариф оказался равным 370 руб. за 1 МВт∙ч, что всего на 14% больше тарифа Саяно-Шушенской ГЭС. Отметим в этом месте, что столь небольшое повышение обязано фактически трем объектам — Братской, Усть-Илимской и Красноярской ГЭС, сильно улучшившим средневзвешенные показатели. Однако эти станции снабжают алюминиевые заводы, их реальное участие в «тарифопонижении» и замещении дефицита невозможно. Без них модельный одноставочный тариф будет равен 537 руб. за 1 МВт∙ч, что на 66% выше тарифа Саяно-Шушенской ГЭС.