Нерыночный энергорынок

26 сентября вопрос о «нерыночных обвесах» энергорынка обсуждался на Комиссии РСПП по электроэнергетике. Поводом для дискуссии стала наметившаяся тенденция к возвращению регулирования в энергетическом секторе, в частности, последнее решение правительства России о субсидировании тарифов в Республике Бурятия, сообщили в РСПП.

Регионы-льготники продолжают множиться

17 июля премьер Дмитрий Медведев подписал постановление, которое определяет особые условия функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии в Бурятии. Это позволит примерно на четверть снизить цены на электроэнергию в регионе, сообщал вице-премьер Аркадий Дворкович. При этом врио главы Бурятии Алексей Цыденов в конце июля заявил, что сложность с ценами на электроэнергию в регионе заключается в том, что сети принадлежат региональным собственникам, при этом их протяженность велика, в отличие от объёмов потребления, что приводит к существенной финансовой нагрузке на потребителей. Регион готов консолидировать и в дальнейшем продать сети, отметил Алексей Цыденов. Но пока за снижение цен на электричество для бурятских потребителей заплатят другие участники энергорынка.

– Правительством всё чаще принимаются решения о включении субъектов РФ в перечень территорий, на которых реализация всей электроэнергии и мощности осуществляется по тарифам в рамках регулируемых договоров (РД). К примеру, с 1 сентября к таким территориям отнесена Республика Бурятия. В перечень зон с особым функционированием оптового рынка уже включены Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия – Алания, Тыва, Чечня, Кабардино-Балкария и Карачаево-Черкессия. В перспективе к данным регионам могут добавиться Калмыкия, Карелия, Хакасия, Алтай, Забайкальский и Ставропольский края, – выражают обеспокоенность в РСПП.

Энергетический рынок переполнен искусственно созданными механизмами перекрёстного субсидирования: сдерживание тарифов на электроэнергию для населения, «последняя миля» и перераспределение необходимой валовой выручки (НВВ) между уровнями напряжения (группами потребителей). В РСПП считают, что сюда также следует отнести повышенную плату потребителей за мощность по фиксированному тарифу по долгосрочным договорам поставки мощности на оптовом рынке (ДПМ ТЭС, ДПМ АЭС/ГЭС). В последнее время резко обострился вопрос межтерриториального субсидирования (ДФО, строительство новых мощностей в Калининграде и Крыму), а также межотраслевое субсидирование (ДПМ ВИЭ, ДПМ ТБО), отмечают в сообществе предпринимателей.

Наличие многочисленных «обвесов» энергорынка приводит к тому, что рыночная составляющая в цене на мощность стремится к нулю. Так, по данным НП «Совет рынка», при сохранении текущих тенденций к 2023 году 70% цены на мощность будет за «нерыночной» составляющей. При этом доля мощности в оптовой цене на электроэнергию уже достигает 45% и продолжает расти, отметили в РСПП.

Как сообщили «Перетоку» в НП «Совет рынка», в 2017 году «нерыночная» нагрузка в ценах на мощность составляет 66,6%.

– Но необходимо понимать, что в 2017 году доля генерации, отобранной в рамках конкурентного отбора мощности (КОМ), и доля генерации, введённой по ДПМ, вносят приблизительно одинаковый вклад в формирование итоговой цены на мощность – 33,4% и 41,9% соответственно. Что касается остальных «нерыночных» надбавок, то на долю ДПМ ГЭС приходится 1,1% конечных цен, ДПМ АЭС – 17,4%, ВИЭ – 1,9%, Крым – 0,5%, ДФО – 3,8%, – сообщили в «Совете рынка». – Таким образом видно, что в настоящий момент именно ДПМ оказывают наибольшее влияние на «нерыночную» составляющую цены на мощность.

Впрочем, как отметил представитель регулятора, в ближайшие годы доля ДПМ будет ощутимо снижаться. По оценкам специалистов «Совета рынка», в 2023 году процентное соотношение «нерыночных» надбавок будет выглядеть так: КОМ НГО – 0,3%, Калининград – 2,9%, Крым – 1,2%, ТБО – 2,4%, ВИЭ – 17,1%, ДПМ ГЭС – 3,8%, ДПМ АЭС – 21,5% и ДПМ – 20,6%. Срок действия надбавки по Дальневосточному федеральному округу в соответствии с действующим федеральным законом истекает в конце 2019 года, поэтому в цене за мощность в 2023 году эта составляющая уже не будет учитываться, отметили в НП «Совет рынка». Впрочем, стоит отметить, что ряд чиновников, в частности, из Минвостокразвития, уже заявили о возможном продлении периода субсидирования тарифов на Дальнем Востоке до 10 лет, чтобы «обеспечить привлекательные условия для потенциальных инвесторов».

ДПМ: споры о рыночности

По расчётам специалистов Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), в 2016 году условно рыночные конкурентный отбор мощности (КОМ) и свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) занимали примерно 37% «как бы рынка», остальные 63% приходились на «нерыночные»: «вынужденные генераторы, регулируемые договоры и, конечно, безусловный лидер безусловно нерыночного сектора – ДПМ с его 70%-й долей в нём».

– К 2030 году, в зависимости от реализации планов по ДПМ-ВИЭ, доля «нерынка» достигнет 70–75%, – считает заместитель гендиректора, руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ Александр Григорьев.

С таким подходом не согласна руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. Необходимо разделять две группы платежей внутри цены на электроэнергию, полагает она.

– Механизмы возврата средств инвесторам (механизмы ДПМ) составляют 13% в конечной цене потребителей. Их нельзя однозначно квалифицировать как нерыночный механизм, так как вплоть до 2016 года эффект для потребителей от ДПМ был даже положительный. Ввод новых мощностей привёл к формированию профицита и более низким темпам роста цен на рынке «на сутки вперёд». Эффект для потребителей стал отрицательным только с 2016 года и связан с вводом более дорогих объектов ДПМ АЭС, – комментирует эксперт.

Второй элемент – перекрёстное субсидирование между группами потребителей, регионами. Его вклад в цену конечного потребителя (кроме населения) – 10%, отмечает Наталья Порохова. Основная часть этого объёма приходится на субсидирование населения за счёт других потребителей путём установления более низких сетевых тарифов.

Если при расчёте регулируемой части учитывать весь объём платежей в регулируемых сегментах, а не разницу с ценой КОМ, то уже в 2017 году доля регулируемых платежей за мощность составит около 74%, говорит директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев. Однако, более корректно в таком расчёте учитывать только превышение над ценой КОМ. В этом случае доля регулирования будет ниже – 54%.

– Учитывать ли платежи за мощность ВИЭ и мусоросжигающие ТЭЦ в регулируемой части – вопрос подхода. Де-юре, проекты отбираются на конкурсной основе, и инвесторы конкурируют между собой на рыночных принципах. Де-факто, согласно правилам рынка, потребители не имеют возможности отказаться от таких мощностей, и постоянно растущий объём перекрёстного субсидирования отдаляет российский энергорынок от либерализации, – говорит Алексей Жихарев.

Возможные варианты: ограничение или перераспределение

Уход потребителей в регулируемый сектор приводит к тому, что на оставшихся в «рыночном» ценообразовании существенно возрастает финансовая нагрузка по фактическому субсидированию отрасли, отмечают в РСПП. База для распределения субсидирования уменьшается на объёмы энергопотребления «регулируемых» потребителей, а размеры субсидий остаются неизменными. Это ведёт к неконтролируемому росту платежей на оптовом рынке, констатируют промышленники. Среди причин возникновения такой ситуации в РСПП называют отсутствие адекватной средне- и долгосрочной стратегии развития энергетической отрасли и действенных рыночных механизмов: у генераторов отсутствуют стимулы к заключению свободных договоров с потребителями.

По итогам заседания профильной комиссии РСПП под председательством Григория Берёзкина будет подготовлено письмо в правительство с описанием сложившейся ситуации и возможными способами решения проблемы избыточного субсидирования. Промышленники хотят изменить действующее федеральное законодательство: закрепить предельный размер субсидирования и выработать график его поэтапного снижения по годам. В случае же введения субсидирования для новых потребителей или его увеличения для уже существующих, РСПП также предлагает перераспределять «перекрёстку» в пределах зафиксированного объёма.

– Необходимо ежегодно распределять утверждённый объём субсидий между всеми «нерыночными» проектами, при появлении новых «льготников» – пропорционально уменьшать размер субсидирования по другим основаниям. Это позволит сохранять утверждённые размеры дополнительной финнагрузки на рынок, – пояснили в РСПП.

Ещё один пункт предложений: ограничение объёмов физического потребления электроэнергии по субсидируемым ставкам. Проект обращения в правительство будет направлен членам комиссии РСПП на согласование. При необходимости она повторно соберётся для обсуждения этого вопроса, отметили в сообществе предпринимателей.

Постоянно возникающие всё новые «обвесы» энергорынка не первый раз вызывают недовольство экспертов и основных игроков сектора. И если схемы строительства новых ТЭС и, отчасти, АЭС в рамках ДПМ уже не вызывают споров, то финансирование таких программ, как сдерживание дальневосточных тарифов или строительство мусоросжигательных заводов за счёт дополнительных сборов с энергорынка, подвергается критике. Причем подобные решения вызывают вопросы не только у значительной части игроков ОРЭМ, но и у некоторых чиновников федеральных ведомств. «Мы солидарны с потребителями в этом вопросе», сообщили в Ассоциации «Совет производителей энергии», не став развёрнуто комментировать ситуацию.

В «Совете рынка» согласны, что проблема искажения рыночных ценовых сигналов в электроэнергетике за счёт различных «нерыночных» и «квазирыночных» платежей существует. Вместе с тем, в НП считают, что более логично и перспективно изменить модель таким образом, чтобы её конструкция не позволяла внедрять платежи подобного рода.

– Предложения (РСПП – ред.) интересные: непонятно только, кому государство передаст почетную обязанность субсидирования отдельных и весьма многочисленных категорий «участников рынка», – недоумевает Александр Григорьев.

Возможное решение – разделить объём регулируемых платежей по направлениям, часть которых может относиться на долю потребителей (например, эксплуатация и модернизации мощностей, безопасность АЭС), а часть, связанная с социально-экономическим развитием регионов и импортозамещением, – на иные источники, в том числе, на государственные субсидии или отраслевые целевые программы, полагает Алексей Жихарев из Vygon Consulting.

Стоит отметить, что дополнительную остроту вопросу о чрезмерной непрофильной нагрузке на энергорынок добавляет тот факт, что в ближайшее время властям придётся принимать решение об источниках финансирования программы модернизации энергетики. Пока наиболее реальным инструментом обновления сектора в отрасли считают механизм «ДПМ-штрих». Он также предполагает сбор дополнительных средств на энергорынке для финансирования работ. Будет ли при принятии решения проводиться ревизия действующих «обвесов» энергорынка, пока не известно – в Минэнерго вчера отказались от комментариев.