Тариф «аварийный»

 

Авторы

Миронов Игорь, Директор НП «Совет производителейэнергии»

Абрамов Андрей, Управляющий партнер Фонда стратегическогоразвития «Форсайт»

 

    Тарифы на мощность не индексировались должным образом с 2007 г., и желание ФСТ РФ отменить индексацию на 2012 г. станет негативным фактором для всех генерирующих компаний.
    Уже сейчас у тепловых компаний нет рыночных стимулов для проведения модернизации. Более того, в модели рынка отсутствуют четкие правила реализации инвестиционных проектов и гарантий того, что они не будут меняться хотя бы в течение пяти лет. В связи с этим прогнозируем рост числа аварий на устаревшем производстве, кроме того, может продолжится тенденция выхода частных инвесторов из энергетического бизнеса.
    Итоги реформы электроэнергетики
    Приватизация генерирующих компаний была, вероятно, местью инвесторам за приватизацию нефтяной отрасли. Инвесторы, заплатившие за покупку генерирующих компаний от 400 до 800 долл. за киловатт установленной мощности, продают их сегодня государственным компаниям при ценах на фондовом рынке 200—250 долл. за киловатт установленной мощности.
    За период реформы с 2007 по 2011 г. розничная цена электроэнергии выросла в 2,1 раза, цена на газ увеличилась в 2 раза, разница между розничной и оптовой ценой электроэнергии — в 2,4 раза. Маржинальная прибыль приватизированной тепловой генерации в реальных ценах снизилась за этот период на 13%.
    Основной вклад в рост цены на электроэнергию в этот период внесли четыре госкомпании:

  • Газпром — через повышение внутренних цен на газ, которые транслировались в цену на электроэнергию;
  • Росатом и РусГидро, которые оказались главными бенефициарами либерализации рынка электро­энергии и повысили свои доходы соответственно в 2 и 3,2 раза;
  • ФСК, тарифы которой возросли более чем в 2,5 раза в результате смены модели регулирования.
    С 2011 г. на конечную цену электроэнергии также начали оказывать новые мощности, введенные по ДПМ (рис. 1).
    И хотя рынок адекватно реагировал на экономическую ситуацию, рыночные механизмы не могли повлиять на конечную цену электро­энергии из-за действий регулятора, которые выходили за рамки экономической логики. Так, в 2009 г. в результате кризиса цена РСВ упала по сравнению с 2008 г. на 7%, несмотря на рост цен на газ, однако розничная цена возросла на 28% в результате роста сетевых тарифов и эффекта либерализации ГЭС/АЭС.
    Прибыльность тепловой генерации на рынке электроэнергии близка к нулю, т.к. цена рынка складывается на уровне топливной составляющей станции с удельными расходами топлива 330—350 г, в то время как средние удельные расходы топлива по отрасли составляют 334 г у.т./кВт•ч. В итоге либерализации рыночные цены сложились на 10—20% выше тарифов. Более того, ТЭЦ с высокими удельными расходами топлива в ценообразовании отпускают основной объем электроэнергии с убытком.
    Для ГЭС и АЭС все обстоит иначе: тарифы на электроэнергию ГЭС и АЭС не превышают 20 коп./кВт•ч, вследствие чего либерализация рынка электроэнергии привела к росту прибыли Росатома и РусГидро на 140 млрд руб. в год к 2011 г. Одновременно регулируемые тарифы на мощность этих двух компаний также росли существенно выше инфляции (рис. 2).
    В конечном счете доля собственной валовой выручки тепловой генерации в общем объеме выручки генерирующих компаний сократилась за четыре года с 23 до 15%.
    Полный реализованный спарк-спрэд для тепловых станций (разница между выручкой за киловатт-час проданной электроэнергии и его топливной составляющей) в 2011 г. составил 280 руб./МВт•ч, или менее 9 долл./МВт•ч, и снизился в ценах 2007 г. на 13% (рис. 4). Уровень спарк-спрэдов ниже 10 долл./кВт•ч в мировой практике считается кризисным. Такой уровень цены позволяет компании покрывать только условной постоянные затраты и практически не оставляет средств на продление ресурса или инвестиции.
    Сокращение доходов тепловой генерации происходило не только за счет прямого ограничения тарифов и цен, но и за счет различных изменений правил, которые в неявной форме приводили к снижению цен и/или тарифов. Например, изменения принципов оплаты мощности: с 2010 г. генераторам не оплачивается мощность, используемая на покрытие собственных нужд, а аттестуется не максимальная, а средняя располагаемая мощность. В наибольшей степени от этих изменений пострадали ТЭЦ, т.к. теперь электрическая мощность, потребляемая на производство тепловой энергии, не оплачивается им ни на рынке электрической мощности, ни на рынке тепловой энергии.
    Претензии к ФСТ
    В конце октября ФСТ России был опубликован проект постановления Правительства РФ «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», где приведен ряд существенных изменений, которые вносятся в акты Правительства РФ.
    Данный документ оставляет без изменения регулируемые тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность) поставщиков на 2012 г. для целей продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам, в том числе для вынужденных генераторов и генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности. В частности, изменения предусматривают:
  • отмену индексации цены мощности по торгам КОМ в 2012 г.;
  • введение предельного размера цены на мощность по всем зонам свободного перетока, находящимся во Второй ценовой зоне оптового рынка.
    Кроме того, в 2012 г. предусмотрено увеличение регулируемых тарифов на услуги сетевых организаций, сбытовых компаний, инфраструктурных организаций оптового рынка, а также тарифов для конечных потребителей.
    Наряду с этим в конце сентября 2011 г. на заседании Правительства РФ был одобрен представленный Мин­экономразвития России прогноз социально-экономического развития РФ на 2012 г. и плановый период 2013—2014 гг., в котором предлагается увеличить тарифы для предприятий топливно-энергетического комплекса в 2012 г.:
  • на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе — 6%;
  • на уголь энергетический — 5,1%;
  • на газ природный для всех категорий потребителей, кроме населения — 7,1%;
  • на услуги сетевых организаций — 6%;
  • на услуги инфраструктурных организаций оптового рынка энергии (ОРЭ) — 6%.
    Таким образом, проект постановления Правительства РФ «О цено­образовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» и прогноз социально-экономического развития РФ на 2012 г. и плановый период 2013—2014 гг. предусматривают в 2012 г. в среднем на 6% рост регулируемых тарифов для всех предприятий топливно-энергетического комплекса, за исключением поставщиков, производящих мощность в вынужденном режиме и самых дорогих на конкурентном отборе мощности.
    В настоящий момент в данную категорию поставщиков, производящих мощность в вынужденном режиме (самых дорогих на конкурентном отборе), попадает значительное количество генерирующих мощностей тепловой генерации. Например, в случае введения прайс-кэп во Второй ценовой зоне ОРЭ в данную категорию поставщиков по Северному федеральному округу (СФО) попадет суммарно около 13,5 ГВт, или 30%, от установленной мощности всех станций СФО. Надежная работа этих станций имеет критическую важность для обеспечения энергобезопасности и дальнейшего развития СФО.
    Кроме того, предлагая не индексировать регулируемые тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность) поставщиков для целей продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам, ФСТ России не учла, что мощность ГЭС Второй ценовой зоны оплачивается, начиная с 2011 г., по регулируемым тарифам. Таким образом, крупнейшие ГЭС России вынуждают обеспечивать общесистемную надежность в условиях секвестра выручки второй год подряд.
    В 2011 г. по данным категориям поставщиков за счет ряда мероприятий по переводу вынужденной генерации на продажу электроэнергии по свободным ценам, изъятию доходов рынка электроэнергии, введения прайс-кэп на КОМ и снижения свободных цен доходная часть тепловой генерации уже уменьшилась примерно на 10 млрд руб. При реализации планируемых изменений и введении прайс-кэп в 2012 г. снижение доходных частей тепловой генерации продолжится — до 16 млрд руб.
    Отмена индексации данной категории поставщиков и введение прайс-кэп во Второй ценовой зоне приведет к существенному дисбалансу затрат и доходов, продолжению недофинансирования ремонтной и инвестиционной кампаний тепловой генерации и в конечном счете к угрозе финансовой стабильности значительного количества генерирующих компаний СФО и угрозе надежного прохождения отопительных сезонов 2011—2013 гг.
    Также следует отметить, что проект постановления носит дискриминационный характер в отношении поставщиков оптового рынка (в основном гидроэлектростанций Второй ценовой зоны, вынужденных генераторов, генераторов, которым были указаны наиболее высокие цены при проведении КОМ). При этом предусматривается увеличение с 1 июля 2012 г. тарифов сетевых организаций, сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков, цен (тарифов) поставщиков на территориях, не объединенных в ценовые зоны.
    По-мнению генераторов, нужны изменения в готовящееся постановление. Необходимо предусмотреть индексацию цен на мощность и электрическую энергию для вынужденных генераторов и генерирующих объектов, которым были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности в 2012 г. в соответствии с темпами индексации тарифов других предприятий топливно-энергетического комплекса. Кроме того, следует сохранить индексацию цен конкурентного отбора мощности на 2012 г. в соответствии с уровнем инфляции и отказаться от введения прайс-кэп в ЗСП «Остальная Сибирь» Второй ценовой зоны.
    Четыре года без модернизации и ремонта
    Недовольство генераторов по поводу тарифов объясняется тем, что изношенность производственных мощностей составляет более 60% и вероятность аварий уже очень высока. По данным Минэнерго, с 1991 г. (по сравнению с 1960—1980 гг.) в пять раз сократился ввод генерирующих мощностей и для их модернизации требуется около 4451 млрд руб. на период до 2020 г. Источники финансирования программы модернизации, подготовленной Минэнерго, пока неясны.
    В 2012 г. тенденция к снижению спарк-спрэда продолжится:
  • вводы новых мощностей будут приводить к снижению цен РСВ;
  • ряд новых правил и ограничений на поведение генераторов на рынке (жесткие ограничения на уровень ценовых заявок, запрет на подачу ценовой заявки на технологический минимум и т.д.) уже начинают приводить к падению цен и провоцируют нулевые цены;
  • отсутствие индексации ценового предела на рынке мощности, т.е. фактически его снижение на размер инфляции, продолжит тенденцию к сокращению доходов генераторов от продажи мощности.
    К концу 2012 г. с высокой вероятностью сложится ситуация, когда генерирующие компании будут вынуждены не только отказываться от инвестиций, но и экономить на ремонтах. Для исправления сложившейся ситуации предлагаем ознакомиться с консолидированной позицией генераторов по смягчению негативных последствий принятия сценарных условий развития на 2012 г.
    1. В части улучшения платежной дисциплины.
    1.1. Решение вопроса по неплательщикам (Северный Кавказ, Тыва, Колэнергосбыт) за счет средств федерального бюджета либо за счет предоставления целевого финансирования этим регионам из федерального бюджета для погашения задолженности на оптовом рынке или предоставления гарантий субъектами Федерации за своих гарантирующих поставщиков (ГП)-неплательщиков.
    1.2. Улучшение сроков платежей на ОРЭ вплоть до 100% авансирования как ГП, так и независимыми сбытовыми компаниями.
    1.3. Ужесточение мер вплоть до уголовной ответственности за нецелевое использование управляющими компаниями в ЖКХ средств, полученных ими от граждан в оплату за потребленную тепловую энергию.
    1.4. Введение социальной нормы потребления энергоресурсов для населения в 2012 г.
    2. Предложения, направленные на улучшение рыночной среды.
    2.1. При установлении тарифов на мощность для объектов вынужденной генерации на 2012 г. не исключать прибыль от продажи электрической энергии и мощности, вырабатываемой на всех генерирующих объектах участника оптового рынка из необходимой валовой выручки генерирующего объекта, ставшего вынужденным.
    2.2. Предусмотреть уменьшение штрафных коэффициентов по готовности генерирующего оборудования к несению нагрузки.
    2.3. Установить обязанность подачи ценопринимающих заявок до уровня технического минимума либо внедрить механизмы компенсации экономически обоснованных затрат на выработку электроэнергии по ценоприниманию (например, установление минимальной оплаты на уровне тарифов по регулируемым договорам в случае их превышения сформировавшейся цены РСВ.
    2.4. Учитывая отсутствие корректировки методик ценообразования на тепловую энергию, сохранить порядок определения потребления электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды электростанций, действующий в 2011 г. в части включения в расчет собственных нужд на производство тепловой энергии.
    2.5. Обеспечить возмещение фактически понесенных затрат на осуществление технологического присоединения к газовым сетям при расчете цены мощности объектов ДПМ.
    2.6. До решения проблем перекрестного субсидирования принимать любые нормативно-правовые акты, чтобы не ухудшить положение (по сравнению с 2011 г.) тепловых генераторов, несущих данное бремя.
    3. Предложения, направленные на сдерживание роста затрат генерирующих компаний.
    3.1. Применение понижающих коэффициентов к цене газа, поставляемому Газпромом генерирующим компаниям, в целях синхронизации роста топливных затрат с динамикой индексации цен (тарифов) на электроэнергию и мощность.
    3.2. Предоставление государственными банками кредитования производственной и инвестиционной деятельности генерирующих компаний на льготных условиях.
    3.3. Увеличение расходов федерального бюджета, направляемых на субсидирование процентных ставок, при привлечении целевых кредитов для реализации программы ремонтов энергооборудования и закупки резервного топлива.
    3.4. Ограничение темпов роста регулируемых тарифов газораспределительных организаций на уровне не выше прогнозного индекса цен производителей промышленной продукции. При этом тарифы в течение первого полугодия 2012 г. оставить на уровне 2011 г.
    3.5. Осуществление жесткого антимонопольного контроля за ростом цен на рынках товаров и услуг, не подлежащих государственному регулированию, однако составляющих значительную долю себестоимости электрической и тепловой энергии:
  • угли энергетические;
  • мазут топочный;
  • услуги операторов подвижного состава, осуществляющих перевозки грузов железнодорожным транспортом (по имеющейся информации, рост тарифов на данные услуги в связи с дефицитом подвижного состава ОАО «РЖД» только в 2011 г. составил около 40% по сравнению с 2010 г.).
    3.6. Синхронизация регулирования цен и тарифов на услуги, оказываемые инфраструктурными организациями (НП «АТС», ОАО «СО ЕЭС»), с регулированием цен на электрическую энергию и мощность, в частности сохранение указанных цен и тарифов в первом полугодии 2012 г. на уровне, установленном для 2011 г.