Как предотвратить высокие энерготарифы

Этой осенью российскому рынку электроэнергетики предстоят существенные изменения. Как заявил ранее министр энергетики РФ Александр Новак, конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2016 год решено проводить с применением эластичной кривой спроса не менее чем на три года. Прежде чем начать разговор на эту тему, необходимо пояснить для неспециалистов, что речь в данном случае идет в первую очередь об оптовом рынке электроэнергии и мощности, где обращаются особые товары – электроэнергия и мощность. Особенностью электроэнергии как товара является то, что она потребляется и производится одновременно и ее невозможно накапливать на складах. А как производитель – генерирующая организация, так и потребитель могут допускать отклонения в ее производстве и потреблении. Отсюда вытекает требование, что генерация или, другими словами, электростанция должна иметь резерв мощности. А из-за этого в течение года некоторый объем мощности остается недогруженным. Но избыток генерирующей мощности включается в стоимость электроэнергии. Другими словами, потребитель в России оплачивает не только потребленную электроэнергию, но и установленную мощность электростанций.

Рынки электроэнергии

Считается, что структурная реформа в электроэнергетике в 2007 году позволила перейти к созданию полноценных рыночных отношений в электроэнергетике. Появился оптовый рынок электроэнергии. На нем торговлю осуществляют крупные поставщики и потребители электроэнергии, в том числе сбытовые компании, которые продают приобретенную на оптовом рынке электроэнергию розничным потребителям. Формирование рынка пока не завершено. Целевая модель рынка электрической энергии предполагает следующие основные принципы работы оптового и розничных рынков: функционирование оптового рынка электроэнергии (мощности) в границах единого рыночного пространства на европейской территории России, Урале и в Сибири (за исключением изолированных энергосистем, находящихся на этих территориях); конкурентные механизмы торговли электроэнергией: долго- и среднесрочные двусторонние договоры, рынок на сутки вперед, балансирующий рынок; конкурентные механизмы торговли мощностью: долго- и среднесрочные двусторонние договоры, покупка/продажа мощности на годовых и долгосрочных конкурентных отборах (на несколько лет вперед); конкурентная торговля системными услугами – конкурентный отбор поставщиков и закупка системным оператором услуг, необходимых для поддержания заданного уровня качества энергоснабжения в Единой энергетической системе России; «трансляция» цен оптового рынка на розничные рынки – зависимость цен конечных потребителей на розничном рынке от цены приобретения электрической энергии на оптовом рынке; возможность выбора конечным потребителем на розничном рынке компании – поставщика электроэнергии.

В настоящее время оптовый рынок электроэнергии и мощности по технологическим причинам разделен на несколько самостоятельных, почти или совсем не сообщающихся между собой географических зон: первая ценовая зона (европейская часть России и Урал), вторая ценовая зона (Сибирь), неценовые зоны.

Европейский регион включает установленную мощность – 72–75% от общего показателя, для него характерно достаточно равномерное распределение по территории; регион Сибири имеет установленную мощность – около 20% от общего показателя; неценовые зоны – Дальний Восток, Калининградская область, Республика Коми и Архангельская область (на них приходится менее 10% установленных мощностей).

Для первой и второй ценовых зон характерны большое количество поставщиков и покупателей электроэнергии, развитая сетевая инфраструктура, что позволяет функционировать конкурентному рынку электроэнергии. В неценовых зонах структура генерации и распределения электроэнергии пока не позволяет организовать полноценные рыночные отношения.

Помимо географического существует и структурное разделение оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), вызванное спецификой производства и потребления электроэнергии: отсутствием возможности запасать электроэнергию в значимых объемах, необходимостью поддержания равновесия между производством и потреблением электроэнергии в каждый момент.

Основные объемы электроэнергии распределяются в рамках долгосрочных (на срок до пяти лет) договоров между поставщиками и потребителями. Долгосрочные договоры заключаются по принципу «бери или плати», то есть покупатель оплачивает законтрактованные объемы электроэнергии и мощности вне зависимости от реальных объемов потребления.

Рынок на сутки вперед (РСВ) позволяет участникам оптового рынка приобрести недостающую или продать излишнюю электроэнергию, корректируя таким образом изменения в потреблении и производстве электроэнергии, не учтенные в рамках долгосрочных договоров. Цена РСВ формируется на основании конкурентного отбора заявок потребителей и поставщиков, проходящего в форме аукциона, на каждый час суток, следующих за аукционом.

Балансирующий рынок (БР) – торговля отклонениями, позволяет приводить в соответствие объемы производства и потребления электроэнергии в реальном времени. Цена БР формируется на основании конкурентного отбора заявок поставщиков.

На РСВ и БР торговля ведется только по свободным, не регулируемым государством ценам. В то же время в рамках двусторонних договоров существуют как регулируемые, так и свободные цены. Условия регулируемых договоров (РДД), включая цены, привязку поставщиков и потребителей, регулируются Федеральной службой по тарифам. В момент запуска нового оптового рынка электроэнергии все двусторонние договоры были регулируемыми, однако постепенно регулируемые договоры замещаются нерегулируемыми. В соответствии с постановлением правительства от 7 апреля 2007 года № 205 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам» дважды в год доля свободных договоров (СДД) увеличивается, с тем чтобы к 2011 году регулируемые договоры были полностью ликвидированы. С 1 июля 2008 года по свободным ценам реализуется до 25% утвержденного балансового объема производства и потребления электроэнергии.

Помимо электроэнергии на ОРЭМ торгуется как отдельный товар мощность или обязательство поставщиков поддерживать в готовности генерирующее оборудование, способное на выдачу мощности оговоренного объема и качества. И именно в этом сегменте сейчас возникают споры между производителями и потребителями, которые пытается регулировать Минэнерго.

С июля 2008 года в соответствии с постановлением правительства проводится КОМ ценовых заявок на продажу мощности. Либерализация рынка мощности идет параллельно с либерализацией рынка электроэнергии – с июля 2008 года до 25% мощности реализуется по свободным биржевым и внебиржевым договорам, остальные объемы – по регулируемому тарифу.

Оценка предложений Минэнерго

Предложенные Минэнерго новые правила проведения конкурентного отбора мощности могут привести к росту платежей промпотребителей за мощность в 2016 году на 53%, до 650–695 млрд руб., говорится в письме председателя наблюдательного совета НП «Сообщество потребителей энергии» Александра Старченко на имя вице-премьера Аркадия Дворковича. Потребители просят вице-премьера привести параметры КОМ и договоров о предоставлении мощности (ДПМ гарантирует доходность инвестиций в энергообъекты за счет платежей за мощность) к условиям, при которых итоговый платеж за мощность в 2016 году не превысит уровень платежа 2015 года.

Согласно письму, в 2016 году платежи по ДПМ тепловых электростанций могут увеличиться на 87,2 млрд руб. к 2015 году, атомных и гидроэлектростанций – на 62,5 млрд руб., в том числе за счет резкого роста ставок доходности по ОФЗ, к которым привязаны платежи по ДПМ. В итоге, по расчетам НП, платежи за мощность в 2016 году могут вырасти до 650–695 млрд руб., увеличившись на 53% по сравнению с 2015 годом.

Потребители также просят не согласовывать проведение в 2015 году четырехлетнего КОМа, считая его нецелесообразным без решения проблемы избыточных мощностей, объем которых составляет 48,5 ГВт (21% мощности ЕЭС).

Как говорится в письме, проект правил проведения КОМ консервирует проблему. В нем не предусмотрены стимулы к выводу энергооборудования из эксплуатации, решение проблемы «вынужденных по теплу» энергоблоков «фактически откладывается до 2022 года», а методика присвоения статуса «вынужденного по электрике» не разработана.

В письме говорится, что «объем отбираемой на КОМ мощности искусственно завышается и «подгоняется» под нужный результат». «Предлагаемые к установлению минимальные и максимальные цены на мощность при проведении конкурентных отборов не обоснованы и завышены как минимум на 30% относительно экономически обоснованных затрат на мощность, рассчитанных ФСТ», – говорится в письме.

По существующим правилам КОМ на следующий год проводится раз в год в сентябре. То есть осенью 2015 года может состояться отбор мощности на 2016 год. Многие энергокомпании были недовольны результатами КОМ на 2015 год из-за большого количества неотобранной мощности.

Дискуссия по проблемам рынка

Поэтому в Москве прошло обсуждение проекта постановления правительства РФ о параметрах, определяющих спрос на мощность на долгосрочных конкурентных отборах мощности, проводимых в 2016 году и последующие годы. Для этого Российский национальный комитет Международной торговой палаты (ICC Russia) провел круглый стол на тему «Избыток генерирующих мощностей: проблемы и пути решения». В мероприятии приняли участие представители Минэнерго, регулирующих органов, генерирующих компаний, крупных потребителей электрической энергии.

Рынок мощности существует не во всех странах, и он, по мнению его сторонников, необходим, чтобы гарантировать производителям электроэнергии доступ к инвестициям для создания новых генерирующих мощностей. Ведь тарифы, особенно регулируемые, как это имеет место быть в ряде регионов России, не могут обеспечить производителям приток инвестиций. В этом плане КОМ должен обеспечить, чтобы плату за мощность получала наиболее эффективная генерация. Есть правило, что в обязательном порядке в рамках КОМ отбираются АЭС, ГЭС, новые энергоблоки, сооруженные в рамках обязательных инвестиционных программ по договорам на поставки мощности (ДПМ), а также ТЭЦ, которые необходимы для теплоснабжения потребителей. Идут дискуссии о том, что приоритет должна получить зеленая энергетика. Те объекты, которые не будут отобраны, могут прекратить работу или не получать плату за мощность. Однако имеется вариант их перехода в категорию вынужденных генераторов, то есть тех, которые нельзя остановить, поскольку от них зависит теплоснабжение определенных потребителей или стабильность работы энергосистемы. Причем сейчас вынужденная генерация все время растет, и как итоговый вариант растут тарифы для конечного потребителя, хотя концепция реформирования РАО ЕЭС предполагала, что конкуренция приведет к снижению тарифов.

Отсюда высказывалось мнение, что сегодня со всей очевидностью проблема избытка генерирующей мощности на энергорынке встала настолько остро, что привела практически все стороны к пониманию необходимости концептуального изменения всей модели конкурентного отбора мощности. Почему это произошло и где выход?

Как отметил Александр Старченко, председатель наблюдательного совета НП «Сообщества потребителей энергии», в прошлые годы РАО ЕЭС строила генерации, исходя из прогноза большого роста мощностей в будущем. Тогда нагрузка была 164 ГВт, а прогнозировали в то время на 2015 год 238 ГВт. На самом деле сейчас 183 ГВт. Планировавшиеся 50 ГВт оказались лишними (официально лишними Минэнерго признает только 20 ГВт. Из них в первой ценовой зоне – 17 ГВт). При этом предполагалось, что из строя будут выводиться старые, неэффективные станции (с точки зрения топливных затрат). Но тем не менее в настоящий момент продолжается строительство новых энергообъектов, выплаты по которым лягут дополнительной нагрузкой на потребителя. А старые энергоблоки не выводятся, и потребителям приходится оплачивать всю генерацию – и созданную в советское время, и введенную по договорам поставки мощности, что объясняет высокую цену на электроэнергию. По его мнению, в России нет ни одной зоны, где цена на электроэнергию и мощность определялась бы рыночными факторами. Производители электроэнергии сражаются не за потребителя за счет снижения издержек, а за получение статуса вынужденного генератора. Почему? Да потому, что платеж за вынужденную генерацию, составляющий сейчас 30 млрд руб., вырастет в 2016 году в три раза. Причем в разряд вынужденной генерации попадают не только ТЭЦ, которые преимущественно снабжают теплом потребителей за неимением других возможностей, но и, как правило, «чистые» производители электроэнергии – ГРЭС. Ситуация, по мнению участников круглого стола, связана с существованием моногородов и попытками местных властей выбить льготы для отдельных категорий потребителей. Исключением является рынок на сутки вперед, где конкуренция определяется текущими затратами. Отсюда предложение – не принимать долгосрочных решений и мощности консервировать за счет производителей.

Какую генерацию надо останавливать?

Какую же генерацию надо выводить, раз уж имеется избыток мощностей? Предполагается, что выводить надо неэффективную генерацию, то есть ту, которая является вынужденной и получает фиксированную стоимость мощности. Но станция, работающая в вынужденном режиме, отмечали участники круглого стола, априори попадает в баланс и вытесняет эффективных генераторов с КОМ. Это приводит к тому, что современные и эффективные генераторы уступают место малоэффективным и устаревшим и теряют прибыль. В итоге вытеснения старой генерации новой не происходит. Понятно, что в таких условиях инвесторам невыгодно вкладывать средства в строительство новых электростанций. Юрий Ерошин, вице-президент по управлению портфелем производства и трейдинга ОАО «Фортум», привел официальные данные Минэнерго РФ, согласно которым возраст более половины тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет, а почти четверть – превышает 50 лет. Но страдает и потребитель, который платит за вынужденную генерацию в виде дополнительной тарифной нагрузки. А объем вынужденной генерации постоянно растет.

Игорь Миронов, директор НП «Совет производителей энергии», пояснил, что, по мнению крупных генерирующих компаний, проект постановления не предлагает стимулов для вывода оборудования из эксплуатации в 2016–2019 годах. «Поставщику предлагается за июль-август определить перечень оборудования на вывод из эксплуатации на четыре года вперед, что невозможно сделать в такие жесткие сроки. Также не определен порядок отнесения объектов к вынужденному режиму до проведения КОМ и не определена процедура для объектов, вынужденных по теплу».

Сложившаяся ситуация не устраивает ни поставщиков, ни потребителей: первые несут риск снижения цены на рынке до уровня ниже эксплуатационных затрат и необходимости содержать наиболее дорогую мощность за свой счет, вторым приходится дополнительно оплачивать не прошедшую отбор мощность в качестве «вынужденной» генерации.

Тем не менее решение не лежит на поверхности, поскольку существует объективная необходимость в резервах как для поддержания теплоснабжения, так и на тот случай, если эта мощность потребуется энергосистеме в будущем при восстановлении экономического роста. Правда, при этом не учитывается и еше один аспект, связанный с чрезвычайными обстоятельствами. Так, некоторые участники круглого стола отмечали, что в Италии резервные мощности достигают 50% от установленных, а в США – 30%. К чрезвычайным обстоятельствам могут относиться и прекращение, например, поставок нефти, и прогнозируемый некоторыми учеными на 2020 год «малый ледниковый период», связанный с резким снижением активности солнца, и, наконец, «третья мировая война». Поэтому Андрей Катаев, директор по энергетическим рынкам ОАО «СО ЕЭС», в своем выступлении подчеркнул, что «понятие «избыток» мощности – это интуитивная оценка, поскольку с технологической точки зрения параметр «избыток» не может быть измерен». В качестве одного из возможных путей решения проблемы был предложен временный, сроком до одного года, вывод оборудования из активной эксплуатации. При этом участник обязан поддерживать оборудование в состоянии, позволяющем включить его в случае крайней необходимости. Было подчеркнуто, что вывод оборудования в более длительную консервацию должен квалифицироваться как вывод оборудования из эксплуатации, а последующая расконсервация – как ввод нового оборудования. По мнению всех участников круглого стола, сейчас важно найти решения, как сохранить потенциально востребованную в будущем генерацию и одновременно обеспечить вывод из эксплуатации наименее эффективных генерирующих объектов, сдерживая при этом вводы новых мощностей по ДПМ. А реализовав необходимые перемены, зафиксировать новые правила игры на долгосрочный период, прекратив практику ежегодного их пересмотра, что позволило бы перейти к долгосрочному системному планированию развития на уровнях энергокомпаний и отрасли в целом.

Участники круглого стола были едины во мнении, что сегодня назрела необходимость прежде всего в проведении масштабных программ модернизации, которые предусматривали бы замещение неэффективного оборудования новым, с меньшей мощностью, но резким увеличением КПД. Повышение эффективности работы генерации обеспечило бы, с одной стороны, повышение ее надежности, с другой – позволило бы заметно снизить затраты потребителей.

Все участники круглого стола сошлись во мнении, что избыток мощности сам по себе не является проблемой, а скорей наоборот, способствует повышению надежности энергосистемы. Проблема заключается в том, что потребителям приходится оплачивать неэффективные мощности по завышенной цене. Несмотря на официально признаваемый избыток мощности примерно в 20 ГВт, в настоящий момент продолжается строительство новых энергообъектов, выплаты по которым лягут дополнительной нагрузкой на потребителя. В этом контексте многие участники обсуждения сошлись на том, что новые вводы объектов ДПМ необходимо отложить. По итогам мероприятия участники планируют подготовить в адрес Министерства энергетики РФ резолюцию со своими предложениями.

Независимая газета