Рыночные реформы в российской электроэнергетике: первоочередные задачи

Рубрика:

Рынок

 

Автор

Еремин Владимир, Старший аналитик компании Branan

 

    В Ново-Огареве 29 марта был представлен промежуточный доклад по корректировке стратегии России на 2012—2020 гг. В одной из глав — «Реформа естественных монополий» — изложены взгляды экспертного сообщества на первоочередные задачи российской электроэнергетики, которые предстоит решить.
    В докладе определены приоритеты на краткосрочный период. В ближайшей перспективе необходимо:

  • завершить создание целевой модели оптового рынка электроэнергии и мощности на основе существующих механизмов;
  • ввести в систему RAB-регулирования сетевых компаний показатели надежности и качества оказания услуг, стимулы к снижению издержек и повышению качества планирования инвестиционной программы;
  • кардинально упростить механизм ценообразования на розничном рынке.
    Предложения экспертов направлены на завершение рыночных реформ в электроэнергетике, однако на сегодняшний день движение в сторону рынка не является един­ственно возможной альтернативой. На основании заявлений представителей власти можно сделать вывод о том, что государство по-прежнему намерено использовать административно-командный метод управления отраслью, пусть даже в рамках формально рыночной модели. Так, 30 марта министр энергетики Сергей Шматко заявил, что «мы должны привести ситуацию с ценами на электроэнергию в регионах страны в соответствие с макроэкономическим прогнозом». Безусловно, формирование рыночной среды в электроэнергетике не предполагает подгонки цен под нужные значения.
    Тем не менее, если курс на создание рыночной модели отрасли будет продолжен, выполнение задач, отмеченных в докладе, является обязательным. В рамках указанных экспертами направлений возможно решение наиболее актуальных проблем отрасли. Предполагаемые подзадачи по каждому сегменту электроэнергетического рынка и пути их выполнения представлены ниже.
    Оптовый рынок электроэнергии
    Рынок электроэнергии призван решать краткосрочные задачи — из состава действующих электростанций выбирать для загрузки наиболее эффективные мощности в каждый момент времени. В целом рынок «на сутки вперед» спроектирован под выполнение данной задачи, однако существуют две проблемы, снижающие его эффективность:
  • большой объем мощностей — ТЭЦ в теплофикационном режиме, ГЭС и АЭС, которые по правилам рынка всегда подают ценопринимающие заявки, т.е. не участвуют в формирова­нии цены. И если атомные и гидроэлектростанции ввиду малых переменных издержек всегда эффективнее ТЭЦ, то затраты на выработку ТЭЦ могут быть и выше, чем у электростанций в конденсационном режиме, по заявкам которых устанавливается цена. В итоге такая ситуация приводит к тому, что некоторые ТЭЦ получают убыток от продажи электроэнергии и не имеют возможно­сти этого избежать. К тому же на рынке падает конкуренция, поскольку до 85% мощности не влияет на цену и загружается вне зависимости от уровня переменных затрат;
  • непрозрачность процедур выбора загрузки электростанций Системным оператором. Формально подобная процедура закреплена в регламенте оптового рынка, однако и участники рынка, и представители регулирующих органов нередко говорят о том, что результаты отбора электростанций Системным оператором малопредсказуемы.
    Возможными способами устранения данных проблем являются:
  • приведение регламента выбора состава включенного генерирующего оборудования в соответ­ст­вие реально используемым процедурам;
  • непрерывный контроль действий Системного оператора по выбору генерирующего оборудования на предмет соответствия утвержденному регламенту;
  • разработка механизмов подачи ценовых заявок ТЭЦ в теплофикационном режиме, что приведет к конкуренции за загрузку между всеми тепловыми станциями.
    Несмотря на вышеперечисленные сложности, в текущий момент оптовый рынок электроэнергии представляется наименее проблемным сектором электроэнергетики. Его неэффективность приводит к перераспределению выручки между энергокомпаниями, но существенно не сказывается на росте цен для конечных потребителей.
    Оптовый рынок мощности
    В отличие от рынка электроэнергии, рынок мощности призван решать стратегические задачи — обеспечивать строительство новых генерирующих объектов для удовлетворения растущего спроса и замены старых электростанций. Рынок должен делать это путем подачи ценовых сигналов участникам, однако при его нынешней конфигурации складывается следующая ситуация:
  • с одной стороны, потребители оплачивают большой объем дорогого строительства по ДПМ, инвестиционным программам ГЭС и АЭС, работу старых электростанций в вынужденном режиме. Снизить цену, заключив двухсторонний договор либо по­строив генерацию самостоятельно, потребители оптового рынка не имеют возможности, поскольку в любом случае платят за «обязательную» мощность;
  • с другой стороны, поставщики не могут уйти с рынка мощности, законсервировав станцию, если она убыточна. Большинство заявок на вывод не согласует Системный оператор, и по правилам рынка мощность получает статус «вынужденной», тариф на которую устанавливает государство в лице ФСТ.
    Выход из данной ситуации осложняется тем, что государство уже взяло на себя юридические обязательства по обеспечению доходности инвестиционных проектов строительства генерирующей мощности в рамках договоров о предоставлении мощности, поэтому возможности реформирования данного сегмента сильно ограничены. Тем не менее направлениями модернизации рынка мощности могут стать:
  • обеспечение возможности свободного выхода существующих элект­ростанций с рынка мощности;
  • предоставление возможности входа на рынок строительства новой мощности для всех поставщиков и потребителей. Поскольку в текущей модели рынка новый объект целесообразно возводить только в рамках ДПМ (в том чи­сле ДПМ ГЭС и АЭС), необходимо предусмотреть возможность открытой конкуренции всех субъектов рынка за право заключения ДПМ с прямой конкуренцией по цене;
  • создание механизма ценовой конкуренции между существующей мощностью и проектами строительства новой мощности.
    Передача и распределение электроэнергии
    Ключевым событием в реформировании электросетевого хозяйства стало внедрение метода RAB (доходности инвестированного капитала) в систему тарифообразования. Его предназначение — обеспечение возврата инвестиций в масштабные программы строительства и реконст­рукции сетевых объектов, которые позволили бы повысить эффективность и надежность электроснабжения. Однако после ввода RAB-регулирования сети стали основным драйвером роста цен на электроэнергию для конечного потребителя, а ощутимого сдвига по эффективно­сти не произошло.
    В связи с этим ключевыми задачами в реформировании сетевого сектора являются:
  • создание механизмов отбора инвестиционных проектов, учитываемых в тарифе, на основе их экономической рентабельности и реальной востребованности со стороны потребителей;
  • введение в систему RAB-регулирования стимулов для:
  • снижения издержек путем учета значимого фактора уменьшения затрат сетевых компаний при ­установлении долгосрочного тарифа;
  • повышения надежности и качест­ва оказания услуг за счет создания системы штрафов и бонусов за отклонения от заданного уровня предоставления услуг;
  • сокращения длительности и уменьшение стоимости технологического присоединения к электриче­ским сетям;
  • содействия повышению энергоэффективности потребителей. В существующей системе сети мотивированы на увеличение энергопотребления, поскольку оно приводит к росту выручки при фиксированных затратах.
    Розничный рынок электроэнергии
    В целевой модели на розничном рынке предполагается наличие конкуренции, однако в силу ряда технических причин сформировать конкурентные отношения мгновенно не представляется возможным. Поэтому в ближайшее время, скорее всего, будет сохранена существующая модель рынка: в каждом регионе будет действовать один гарантирующий поставщик (ГП), являющийся монопольным поставщиком электроэнергии для большинства потребителей. Основной проблемой в текущей модели рынка является непрозрачность трансляции стоимости электроэнергии и мощности с оптового рынка на конечных потребителей.
    Непрозрачность трансляции связана с тем, что ГП покупает на оптовом рынке два товара — электроэнергию и мощность, а на розничном рынке продает только электроэнергию. Для учета стоимости мощности в цене для конечных потребителей используются специальные коэффициенты оплаты мощности, рассчитываемые по одному из трех вариантов:
    1) фактическому среднему ко­эффициенту оплаты мощности ГП. То есть если ГП купил за месяц на оптовом рынке 60 тыс. МВт.ч электроэнергии и 100 МВт мощности, то в цену каждого мегаватт-часа для розничного потребителя будет включена стоимость 1/600 МВт мощности;
    2) заявленному среднему коэффициенту оплаты мощности ГП. Расчет производится, как в предыдущем варианте, однако коэффициент определяется не по фактическим объемам покупки, а заявляется ГП по согласованию с Региональной энергетической комиссией (РЭК);
    3) коэффициент устанавливается для каждого розничного по­требителя индивидуально, в зависимости от фактического по­требления электроэнергии в часы пиковой нагрузки.
    В 2011 г. для трансляции стоимо­сти мощности применяются варианты 2 и 3, однако каждый из них имеет ряд недостатков. Минусы второго варианта заключаются в том, что коэффициент оплаты мощности, определенный ГП и РЭК, может быть выше фактиче­ского, что возла­гает дополнительную ценовую нагрузку на потребителя. При использо­вании третьего варианта существует неопределенность при расчете индивидуальных коэффициентов оплаты мощности, поскольку для этого требуются счетчики с опцией почасового учета, которыми на сегодняшний день оборудована лишь небольшая часть потребителей. Формально процедуры определения индивидуальных ко­эффициентов оплаты мощности нигде не прописаны, поэтому они оцениваются для разных потребителей по-разному и недостаточно точно. В итоге потребители в сумме могут оплатить как больше, так и меньше фактиче­ского объема использованной мощности.
    В перспективе вариант с индивидуальными коэффициентами оплаты мощности является оптимальным — он дает абонентам стимул выравнивать профиль потребления и снижать нагрузку на энергосистему. Однако в условиях, когда индивидуальные коэффициенты невозможно рассчитать точно, регуляторам стоит задуматься о возвращении к первому варианту, поскольку он исключает как риск переплаты со стороны потребителя, так и угрозу того, что поставщик электроэнергии получит за мощность меньше, чем заплатил на оптовом рынке.