Пришло время перейти к системному регулированию

 

Автор

Миронов Игорь, Директор ГП «Совет производителей энергии»

 

    Введение
    В электроэнергетике много застарелых проблем, из года в год государство предпринимает шаги к их решению, и все игроки рынка надеются, что именно в этот раз они будут устранены. Наступивший год — не исключение.
    В 2012 г. все новые руководители отраслевых ведомств разобрались с текущей ситуацией и теперь могут приступить к системному отраслевому регулированию. Прежде всего энергетические компании ждут, что в 2013 г. будут определены основные параметры новой модели оптового рынка и отрасль уйдет от ручного регулирования. В начале года должен быть запущен механизм финансовых гарантий на оптовом рынке, призванный дисциплинировать всех его участников. После утверждения концепции привлечения инвестиций, одобренной государством, сможет заработать уже принятая программа модернизации отрасли. Кроме того, энергетики рассчитывают на совершенствование государственной политики в сфере теплоснабжения.
    Возможно, не все наболевшие вопросы будут решены именно в 2013Кг., попробуем более подробно рассмотреть каждый из них.
    Модель рынка
    До конца I кв. должна быть представлена новая модель оптового рынка электроэнергии и мощности. Комитет по стратегии при наблюдательном совете НП «Совет рынка» рассмотрел разные схемы развития энергорынка. Все предложения по улучшению существующей модели ОРЭМ можно условно разделить на три группы, предполагающие:
    1) совершенствование путем решения проблем без кардинальной перестройки;
    2) значительные изменения:
    - внедрение модели без рынка мощности, основанной на свободных договорах и рынке системных услуг;
    - переход на свободные двусторонние договоры в качестве главного механизма ценообразования на мощность и электроэнергию;
    3) совершенствование отдельных аспектов функционирования ОРЭМ с активацией механизмов:
    - стимулирования модернизации тепловой генерации;
    - привлечения долгосрочного финансирования энергетическими компаниями для выполнения инвестиционных программ;
    - участия гарантирующих поставщиков на ОРЭМ.
    В указанных моделях оптового рынка схема продажи электроэнергии остается неизменной, но рассматриваются разные варианты торговли мощностью. Наиболее острым среди несогласованных предложений является вопрос взаимосвязи механизмов отбора и ценообразования в отношении электроэнергии и мощности на оптовом рынке. При этом выделены ключевые проблемы ОРЭМ и определены предложения по их устранению.
    Прежде всего на законодательном уровне необходимо признать наличие перекрестного субсидирования между тепловой и электрической энергией (мощностью) у различных групп потребителей, что позволит разработать и внедрить механизмы и план поэтапного сокращения «перекрестки». Безусловно, нужны механизмы контроля инвестиционных программ и усовершенствования методики RAB-регулирования в электросетевом комплексе в части их целесообразной и эффективной реализации. Модель рынка должна исключать искажение рыночного ценообразования за счет регуляторного вмешательства в организацию функционирования оптового рынка. Для этого можно подготовить изменения в Правила ОРЭМ и иные нормативные правовые акты с целью устранения (минимизации) искажения оптовых цен, которые складываются под воздействием спроса и предложения.
    Новая модель рынка должна предусматривать меры по ужесточению платежной дисциплины в отношении злостных неплательщиков, включая соответствующие действия на розничном рынке. В частности, систему финансовых гарантий на ОРЭМ планируется запустить уже с 2013 г.
    Необходима система показателей надежности энергосистемы в целом и надежности электроснабжения потребителей (включая величину резерва, технические требования и ограничения для генерирующего оборудования на рынке электроэнергии и мощности, программы ремонтов, системные ограничения, технические требования к условиям присоединения к электрическим сетям и др.), по которым можно оценивать экономический эффект для участников ОРЭМ. Рыночная модель должна способствовать росту конкуренции и побуждать участников оптового рынка к заключению свободных договоров. При этом стимулы к заключению свободных двусторонних договоров могут быть в любой из предложенных моделей.
    Кроме того, участники рынка готовы поддержать организацию биржи топлива, в том числе рынка оперативной переторговки поставок газа, а также меры, стимулирующие поставщиков топлива заключать долгосрочные контракты. Потребители должны иметь возможность влиять на рыночную цену, в том числе принимать участие в управлении (ограничении) нагрузкой. Выбор механизма оплаты мощности не является определяющим в данном вопросе.
    Итак, новая модель рынка должна решать проблему перекрестного субсидирования, стимулировать заключение двусторонних договоров, улучшать платежную дисциплину и исключать возможность искажения рыночного ценообразования из-за вмешательства регуляторов. В противном случае ни одна из предлагаемых схем не будет эффективной.
    Возврат инвестиций
    При существующей системе регулирования ценообразования отсутствуют стимулы к реализации проектов строительства и модернизации. В этом году должно быть выбрано решение о механизме инвестирования по Программе модернизации до 2020Кг., принятой правительством в сентябре 2012 г.
    Текущая цена обеспечивает окупаемость действующих станций, но не возврат инвестиций в их усовершенствование и сооружение новых объектов. Если бы при этом цена на газ держалась на уровне доходности на внутреннем рынке, то новое строительство было бы конкурентоспособным за счет экономии топлива на существующих станциях, но при этом стоимость электроэнергии была бы почти вдвое выше. При текущих же ценах на топливо для окупаемости проектов нового строительства и модернизации на газовых электростанциях тарифы нужно было бы поднять на 30%, на угольных — в 1,5 раза.
    Реализация механизма ДПМ позволила существенно увеличить объем вводимых мощностей. Прирост мощности с 2007 по 2017 г. за счет ДПМ составит 36,4 ГВт, но данный механизм перестанет работать в 2017 г.
    Для дальнейшей модернизации отрасли одним из возможных способов обеспечения притока инвестиций является продление в той или иной форме действия механизма ДПМ (ДПМ-штрих).
    Альтернативным вариантом могут быть рыночные инструменты для инвесторов, что также допускает риск повышения цен в отдельных дефицитных регионах.
    Возможно, к середине 2013 г. будет принята концепция привлечения инвестиций, которая сможет заработать уже в 2014 г.
    Тепловая энергия
    Реформа теплоснабжения значительно отстает от изменений на рынке электроэнергии и мощности. Закон «О теплоснабжении» появился только в 2010 г., но так и не заработал. В итоге как на федеральном, так и на региональном уровне отсутствуют структуры, отвечающие в комплексе за эффективность теплоснабжения и теплопотребления.
    Трудности реформирования теплоснабжения обусловлены высокой социальной зависимостью тарифных решений. Назрела необходимость ужесточить меры за нецелевое использование средств, полученных управляющими компаниями в ЖКХ от граждан в оплату за потребленную тепловую энергию, или, как вариант, ликвидировать посредника вКлице управляющей компании между теплоснабжающей организацией и потребителем.
    В 2012 г. во исполнение ФЗ «О теплоснабжении» был принят ряд важнейших документов, определяющих основные принципы функционирования рынка тепловой энергии. Среди них Основы ценообразования вКсфере теплоснабжения, Правила организации теплоснабжения, Правила подключения к системам теплоснабжения, Правила выбора единой теплоснабжающей организации, Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения. Но чтобы большинство даже уже утвержденных норм могли быть реализованы с 2013 или 2014 г., необходимо разработать и принять значительное количество подзаконных нормативных правовых актов. Для ускорения реформы в 2013 г. планируется запуск нескольких пилотных проектов, предусматривающих применение методов долгосрочного тарифного регулирования в сфере теплоснабжения в некоторых городах России, в том числе с целью выявления и устранения пробелов в уже готовых документах.
    И все же ключевой проблемой теплоснабжения остается стремительное старение основных средств, ведь 75% котлов и 64% турбин эксплуатируются уже более 30 лет, 15% тепловых сетей требуют безотлагательной замены. По оценкам специалистов, накопленное недоинвестирование в теплоснабжении составляет около 2Ктрлн руб.
    Одним из способов решения проблемы недоивестирования может стать метод «альтернативной котельной», рассчитанный из средней стоимости строительства эталонной котельной и цены на топливо в конкретном регионе.Сейчас рассматриваются два варианта применения этого метода: потолок роста тарифов или целевой уровень тарифов на долгосрочный период регулирования для населения и мелких потребителей.
    Пожалуй, самое важное, что метод «альтернативной котельной» может стать механизмом, с помощью которого может быть нивелирована проблема перекрестного субсидирования. Последние 10 лет тарифы для населения, сельхозпотребителей, коммунального хозяйства, железнодорожного транспорта искусственно занижаются, и разница перекладывается на промышленность. В результате энергопотребление промышленных предприятий падает, иКстрадают генерирующие компании. Это серьезный барьер, сдерживающий развитие экономики в целом и принесший гораздо больше вреда, чем пользы.
    Кроме того, в системах центрального теплоснабжения происходит необоснованное распределение нагрузок в пользу котельных в ущерб загрузки ТЭЦ. Это приводит к росту потребления топлива, тогда как объемы более дешевого способа получения теплоэнергии — когенерации — сокращаются.
    В 2013 г. основные отраслевые решения будут рассмотрены рабочей группой по разработке мер государственного регулирования в сфере теплоэнергетики и теплоснабжения при Правительстве РФ, направленных на совершенствование политики государства в области теплоснабжения.