С энергетиков нет спроса

Нынешняя модель работы энергорынка вредит потребителям и нуждается в пересмотре, считают эксперты.

На протяжении последних пяти лет в электроэнергетике сложилась довольно странная ситуация: объем и стоимость продаваемой мощности растут при сокращении спроса на нее. Особенно ярко это проявилось в апреле этого года, когда из-за антикоронавирусных мер часть потребителей приостановила работу, существенно уменьшив общий спрос на мощность, но для оставшихся в строю предприятий ее цена резко выросла. Этот системный парадокс – следствие нерыночных механизмов функционирования энергорынка. Опрошенные "НГ" эксперты призывают пересмотреть модель его работы, пока рост энергоцен еще сильнее не навредил российской промышленности.

Изначально для оплаты мощности все потребители в рамках ценовой зоны компенсировали генерирующим компаниям условно постоянные издержки. Около 10 лет назад была запущена программа договоров предоставления мощности (ДПМ). Эти договоры предусматривали возвращение инвесторам, строящим генерирующие объекты, капитальных затрат с доходностью за счет повышенных сборов с потребителей оптового рынка в течение определенного времени. Таким образом, с момента запуска ДПМ оплата за мощность также стала источником окупаемости инвестиционных проектов с гарантированной прибылью. С точки зрения энергопотребителей, данный механизм является межотраслевым субсидированием, который искажает ценовые сигналы и снижает потенциал развития как самой энергетики, так и экономики в целом.

В дальнейшем на рынке мощности появились надбавки для оплаты строительства генерирующих объектов в Крыму и Калининградской области, а также для выравнивания тарифов в Дальневосточном федеральном округе (ДФО). Эти надбавки также представляют собой субсидирование, в данном случае межтерриториальное, так как предприятия одних регионов, включая бюджетные организации, платят за развитие или поддержание электроэнергетики и потребителей в других регионах.

Эти нерыночные механизмы приводят к системным перекосам в отрасли. "Ситуация в российской электроэнергетике парадоксальна, – считает завлабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Валерий Семикашев. – Первый парадокс: в Единой энергосистеме (ЕЭС) цены на электроэнергию выше, чем если производить ее самостоятельно на небольших (и менее эффективных по сравнению с крупными электростанциями) установках. Второй парадокс: все электростанции приватизированы, это частная собственность; компании, владеющими ими, все прибыльны. Но при этом почти все инвестиции в этот частный прибыльный бизнес совершаются по схеме гарантированного возврата вложений. К тому же с хеджированием валютных рисков и гарантированной доходностью".

Странности энергорынка

На вновь вводимые в эксплуатацию электростанции нет спроса в энергосистеме. На это указывают данные "Системного оператора". Собственный максимум потребления мощности в Единой энергосистеме России (без учета Объединенной энергосистемы Востока) за пять лет, с 2014 по 2019 год, в среднем ежегодно снижался на 0,4%. Сейчас он составляет 151,7 ГВт при 154,7 ГВт в 2014 году. Между тем объем установленной и оплачиваемой мощности генерации вырос с 226,5 ГВт до 245,4 ГВт.

По данным "Администратора торговой системы", объем потребления мощности организаций и предприятий (за исключением населения и приравненных к нему потребителей), расположенных в ценовых зонах оптового рынка, в соответствии с которым распределяются все нерыночные платежи за мощность, постоянно снижается. Так, значение пика потребления мощности за три года снизилось на 1,8%: с 84 ГВт в 2016 году до 82,5 ГВт в 2019 году. При этом общий платеж за мощность за этот же период вырос более чем на 80%. Данные изменения привели к тому, что цена на мощность для организаций и предприятий за этот период выросла на 84% в 1-й ценовой зоне (ЦЗ) и на 19% во 2-й ЦЗ.

Особенно остро это проблема проявила себя в апреле 2020 года, когда в условиях противодействия распространению коронавирусной инфекции и введения нерабочих дней была приостановлена работа множества учреждений, организаций и предприятий. Вследствие ограничительных мер спрос на мощность снизился на 11% по отношению к апрелю 2019 года, а цена мощности за 1 МВт собственного (пикового) потребления для оставшихся работать предприятий выросла на 17% в 1-й ЦЗ и на 16% во 2-й ЦЗ, поскольку общий неизменный платеж за мощность с учетом нерыночных договоров, надбавок и субсидий распределился на меньший объем спроса. Так чрезвычайно странно устроен российский рынок: при снижении спроса на товар растет его цена.

Рост цены мощности при снижении ее потребления усугубляет общий негатив в экономике, отмечает заместитель директора ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Валерий Дзюбенко. "Продолжающие работать предприятия фактически вынуждены нести двойную нагрузку, – констатирует он. – Особенно болезненно такой рост цены мощности отражается на энергоемких промышленных предприятиях, которые являются основой российской экономики: увеличение платежа за электроэнергию снижает выпуск продукции энергоемких отраслей в 1,6–1,8 раза больше, чем в среднем по экономике. Другими словами, отраслевые правила в электроэнергетике настроены так, что в кризисный период они не помогают экономике выкарабкаться, а, наоборот, нацелены на то, чтобы добить тех, кто еще может сохранять деловую активность".

Валерий Семикашев, в свою очередь, отмечает необоснованность жалоб, поступающих в это кризисное время со стороны энергетиков: "В ситуации кризиса в экономике, падения доходов населения и почти всех видов бизнеса электроэнергетика крайне благополучна. Это благополучие создано тем, что на потребителей переложили все риски и повышенные затраты на энергию. Небольшое падение спроса на электроэнергию (на 3–4% в апреле) и соответственно снижение выручки у энергокомпаний несопоставимо с ущербом для всей экономики или наиболее пострадавших отраслей. Но при этом некоторые лоббисты рассуждают о том, что надо компенсировать выпадающие доходы энергокомпаниям. Это нонсенс".

Избыток мощности растет

Энергопотребители говорят об излишней зарегулированности рынка мощности и желании генерирующих компаний дальше продолжать пользоваться опцией обязательной оплаты всего объема установленной мощности электростанций на оптовом рынке по условно регулируемой цене, без влияния фактического снижения спроса на мощность. Они вынуждены оплачивать весь объем невостребованной мощности, который, по оценкам различных экспертов, составляет 30–50 ГВт. При этом постоянно появляются новые проекты, направленные на увеличение затрат потребителей в платежах за мощность.

"Генерирующие компании демонстративно заявляют, что планируют в этот сложный период, в отличие от остальной экономики, не только не сокращать, а, наоборот, увеличить свои инвестиционные расходы, – отмечает Валерий Дзюбенко. – Но кому нужны будут все эти обновленные генерирующие мощности, если восстановление экономики будет затягиваться или не произойдет вовсе в ближайшие годы? Избыток мощностей в энергосистеме и сейчас сверх всякой меры".

Так, обсуждаемое продление ДПМ ВИЭ после 2025 года обойдется в 725 млрд руб. Инвестиции в строительство новых мусоросжигательных заводов (в том числе с применением механизма ДПМ) оцениваются в 600 млрд руб. Продление выравнивания тарифов в ДФО через надбавку на мощность для потребителей ценовых зон до 2028 года обойдется в 330 млрд руб. Модернизация ТЭС в неценовых зонах через такую же надбавку будет стоить 200 млрд руб. А проекты с установкой инновационных отечественных газовых турбин большой мощности на 2 ГВт через программу модернизации ТЭС сверх утвержденных объемов – 145,8 млрд руб.

По оценке потребителей, суммарно дополнительные затраты составят около 2 трлн руб. платежей за мощность до 2050 года. При этом у экспертов необходимость в этих проектах вызывает сомнения. Например, Валерий Семикашев считает крайне нежелательным добавление в электроэнергетику мусорных ТЭС: "Есть отдельная проблема с мусором, ее надо решать в рамках той отрасли. Сваливать проблемы крайне непрозрачной и непонятно как функционирующей отрасли в и так перегруженную всевозможными надбавками электроэнергетику не стоит. Это не решит проблему с мусором, а в электроэнергетике появится еще один раздувающий затраты и снижающий эффективность всей системы элемент".

Как нормализовать ситуацию

Энергопотребители считают необходимым пересмотреть все действующие инвестиционные договоры на оптовом рынке электроэнергии и мощности с учетом фактического спроса потребителей на мощность и исключить из торговли мощностью нерыночные надбавки и субсидии. Кроме того, по их мнению, необходимо установить запрет на появление новых нерыночных механизмов возмещения затрат на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

"Многие предприятия уже получили квитанции, в которых для оплаты указан двойной коэффициент наличия мощности. Мы в ассоциации считаем, что к платежам за мощность в этом году необходимо применять понижающий коэффициент 0,5, который позволит нормализовать ситуацию, – говорит Валерий Дзюбенко. – И необходимо как можно быстрее возвращаться к исполнению данных еще до пандемии поручений курирующего отрасль вице-премьера Юрия Борисова о сокращении нерыночных надбавок, избыточных инвестиций и перекрестного субсидирования".

"Надо отойти от парадигмы постоянного роста энергоцен в пределах инфляции. Странно, когда во всем мире цены на топливо падают (а топливо – это 50% себестоимости на электростанции), а у нас – рост в пределах инфляции и просьбы со стороны энергокомпаний: компенсируйте, пожалуйста, выпавшие доходы, – заметил Валерий Семикашев. – На мой взгляд, необходимо начать дискуссию о новой модели рынка – не переработке или дополнениях, а именно новой. В этой модели – создать нормальные стимулы для воспроизводства капитала и конкуренции между производителями с целью недопущения роста цен. Также надо учесть и технологические вызовы – ВИЭ, накопители, распределенная генерация. На мой взгляд, цены в рамках рынка не должны быть сильно выше, чем бенчмарк в виде себестоимости генерации (как альткотельная в теплоснабжении) плюс платы за надежность".

Глеб Тукалин,

Независимая газета, 01.06.2020