Вот уже третий год пошел с того момента, как российская электроэнергетика стала полностью рыночным сектором экономики. Однако долгожданный и выстраданный переход к рыночной модели прошел с серьезными «побочными эффектами», среди которых – непомерный рост тарифов.

«Руководство страны неоднократно обнародовало в прошлом и текущем году курс в тарифной политике, предусматривающий практически мораторий на рост цены на электроэнергию, и намерено, по его заявлениям, сохранить его в ближайшем будущем», – говорится в открытом письме Сибирской энергетической ассоциации (СЭА) в Минэнерго РФ. Вместе с тем, отмечают эксперты, нередко предлагаются решения, идущие вразрез с намеченным курсом. 

Министерством был опубликован проект постановления, который вносит существенные коррективы в правила оптового энергорынка Сибири. Основное нововведение в том, что действующие ГЭС будут продавать 50 процентов своей мощности по рыночной цене, определяющейся по итогам конкурентного отбора, а не по фиксированному невысокому тарифу. 

В настоящее время в Сибири доля ГЭС в выработке электроэнергии составляет примерно 50 процентов. Причём тарифы на мощность, к примеру, Саяно-Шушенской ГЭС вдвое ниже цены КОМа. «Продажа 50 процентов мощности по цене КОМа с 1 апреля 2014 года приведёт к росту цены на электроэнергию для конечных потребителей второй ценовой зоны на 11,6 процента», – убеждены в СЭА. При этом основными установленными мощностями ГЭС (порядка 15 ГВт) в Сибирском регионе владеет компания «Евросибэнерго», которая входит в холдинг En+ Олега Дерипаски. Крупнейший потребитель региона ОК «РУСАЛ» также часть этого концерна. Между ГЭС «Евросибэнерго» и алюминиевыми заводами «РУСАЛа» заключены долгосрочные договоры на поставку энергии, привязывающие цены к стоимости алюминия на Лондонской бирже. Следствием этого стало удорожание мощностей для других потребителей. 

Однако в 2011 году было принято решение, позволившее ликвидировать дисбаланс: работающих по свободным договорам с ГЭС потребителей обязали оплачивать разницу между ценой КОМа и стоимостью мощности по данным договорам. Сейчас предлагается освободить новые ГЭС от этой дополнительной платы. Подробнее о ситуации корреспонденту «ЭПР» рассказал Валентин Шаталов, исполнительный директор Сибирской энергетической ассоциации. 

– Валентин Иванович, расскажите, пожалуйста, о предыстории вопроса. 

– В 2011 году правительством РФ совместно с НП «Совет рынка», Федеральной службой по тарифам и ОАО «СО ЕЭС» внесены существенные изменения в целевую модель оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в основы ценообразования и регулирования в электроэнергетике. Эти изменения нашли отражение в постановлениях правительства РФ, решениях наблюдательных советов НП «Совет рынка» и ОАО «Администратор торговой системы», приказах Министерства энергетики и ФСТ. 

Ключевым изменением на рынке электроэнергии в 2011 году стало требование к электростанциям, вырабатывающим электрическую и тепловую энергию в комбинированном режиме (ТЭЦ), изменить заявляемый ценопринимающий объем электроэнергии на рынке «на сутки вперед» (РСВ). 

С 1 января 2011 года начал работать долгосрочный рынок мощности (ДРМ, постановление правительства РФ № 238 от 13 апреля 2010 года). В основе долгосрочного рынка мощности лежат конкурентные отборы мощности (КОМ). Рынок мощности был введен на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка электроэнергии (мощности) (ОРЭМ): первая зона – европейская часть России и Урал, вторая зона – Сибирь. Ценовые зоны разбиты на зоны свободного перетока (ЗСП) – территории, на которых отсутствуют существенные ограничения на передачу мощности. 

КОМ на 2011 год – первый отбор, проведенный в соответствии с новыми правилами долгосрочного рынка мощности. Постановлением правительства РФ №813 был внесен ряд важных изменений в Правила оптового рынка, связанных с механизмами рынка мощности, в частности установлены новые принципы подачи ценовых заявок и формирования цен на мощность в ходе проведения КОМа. Так, в части ценовых заявок были предусмотрены следующие изменения: максимальный объем мощности в ценовых заявках ТЭС на период с января по ноябрь не может превышать объем мощности, указанный в заявке на декабрь; ГЭС, находящиеся во второй ценовой зоне оптового рынка, могут подавать только ценопринимающие заявки. 

С целью сдерживания роста цен на электроэнергию на уровне не более 15 процентов правительство предложило меры регулирования энергорынка, в частности рынка мощности. Тепловой генерации сократили плату за работу в вынужденном режиме, а также уменьшили индексацию цены за мощность. Тарифы на мощность для ГЭС стало устанавливать ФСТ России в соответствии со специально разработанной и утвержденной методикой. 

– Недавно глава правительства Дмитрий Медведев сказал, что, возможно, в будущем рынок мощности вообще отменят. Останется только рынок энергии. Что вы об этом думаете? Насколько реальна такая перспектива, что она даст? 

– В качестве передовых трендов в вопросах будущности рынков мощности приводим выдержки и оценки, с которыми мы солидарны, из исследования Комиссии по регулированию вопросов электроэнергетических и газовых секторов Бельгии (CREG) «Исследование механизмов компенсации за мощность». Там даётся обзор работы электроэнергетических рынков разных стран, использующих различные модели и механизмы. CREG отмечает, что, хотя ряд стран вводил механизмы компенсации за мощность или планирует его ввести, к этому надо относиться с осторожностью. Краткие выводы, сделанные на основе исследования примеров конкретных стран, таковы: США, PJM –механизм был подвергнут нескольким этапам коррекции, прежде чем стал давать результаты; Испания – в 2012 году в условиях кризиса плата за мощность была уменьшена по решению правительства на 10 процентов; Франция – негативные отзывы Комиссии по регулированию электроэнергетики Франции (CRE) и антимонопольного органа, закон «Новая организация электроэнергетического рынка» ставится под сомнение новым правительством; Германия – нет единого политического решения по вопросу введения рынка мощности: рассматривается вариант введения SR-механизма в формате «механизм оплаты пиковых резервов» (R4 strategic reserve), то есть вариант использования стратегического резерва после погашения всех заявок со стороны спроса; Нидерланды – выбран тот же механизм оплаты пиковых резервов, что и рассматривается Германией, но официальные лица пока не видят необходимости в его внедрении; Великобритания – отказ от первого введённого механизма платы за мощность, действовавшего с 1990 по 2001 год, очень осторожный подход к разработке нового механизма, который предполагается использовать только в качестве крайней меры; Швеция – постепенная ликвидация существующей совмещённой системы EOM с SR-механизмом к 2020 году и возврат к рынку только электроэнергии; Италия – находится на стадии пересмотра существующей системы, заключающейся в предоплате мощности выбранным по критерию надежности электростанциям на основе прогноза производства и потребления на день вперед и доплате по факту при условии очень низкого дохода. 

С точки зрения CREG, ни один из этих механизмов не может гарантировать полной надёжности электроснабжения. Некоторые механизмы достаточно сложны и трудоёмки для практической реализации и создают дополнительные затраты для потребителя, могут привести к нестабильности в регулировании в связи с длительностью внедрения и необходимыми поэтапными корректировками системы. 

В результате исследования сделаны следующие выводы: с учётом рисков дестабилизации энергетического рынка внедрение механизма компенсации за мощность должно рассматриваться только в качестве крайней меры и только после всех возможных улучшений существующего механизма функционирования рынка; внедрение таких механизмов нужно рассматривать как временную меру; должна существовать возможность возврата; внедрение механизмов создаёт препятствие для интеграции рынков и оказывает негативное влияние на конкуренцию между соседними странами, если не скоординировано на европейском уровне. 

Надо отметить, что и наше НП «Совет рынка» в 2011 году также делало предложения по реформе рынка мощности. Согласно им, отменяется противопоставление электроэнергии и мощности — оба товара продаются вместе. Предложено было отказаться от основного элемента действующей модели ДРМ — определения стоимости мощности на несколько лет вперед на конкурентных отборах. Отборы должны выполнять лишь функцию планирования, на их основе будет определяться количество генерирующего оборудования, необходимого для работы энергосистемы. 

Цены на электроэнергию генерирующие компании будут определять самостоятельно, заключая свободные договоры на продажу электроэнергии и мощности с крупными потребителями. Правительство на том этапе все это вроде бы одобрило, Минэнерго и другим ведомствам было предложено представить предложения о возможности отказа от отдельной оплаты мощности и переходе оптового рынка к одноставочной схеме. Реакции по этой теме от государственных органов пока не поступило. 

– Несколько слов об общей ситуации с электроэнергетикой (в частности – гидроэнергетикой) в Сибирском регионе. Каковы основные проблемы на оптовом рынке электрической энергии и мощности? 

– СЭА с момента введения в ОЭС Сибири ОРЭМа (вторая ценовая зона) постоянно ставила вопрос о правильном учёте в Правилах оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМа) особенностей ОЭС Сибири, обусловленных сложившейся структурой генерирующих мощностей (большая доля ГЭС и необходимость работы изношенных и устаревших ТЭЦ (их нечем заменить) для обеспечения теплоснабжения потребителей в длительный и суровый зимний период). 

В новых экономических условиях ТЭЦ начали терять свою эффективность из?за сокращения промышленного потребления тепла, и в первую очередь за счет сокращения потребления пара. В этот же период по разным причинам происходит отказ промышленных предприятий и жилищно-коммунальных организаций от централизованного теплоснабжения и переход к децентрализованному (котельному) теплоснабжению. Если к этому добавить большие сроки работы ТЭЦ (многие были построены в 50?е годы), то даже при постоянно проводимой модернизации и реконструкции оборудования эффективность работы многих ТЭЦ, особенно в части выработки электрической энергии, оказалась крайне низкой. 

Отпуск тепла от ТЭЦ снизился в два раза, в теплофикационном цикле – на 48 процентов (с 650 до 344 миллионов Гкал). В то же самое время отпуск от котельных увеличился на 25 процентов (добавлено почти 200 миллионов Гкал). Доля электроэнергии, вырабатываемая в теплофикационном цикле, составила 14 процентов от общего производства в стране. 

Правила работы электростанций (ГЭС, АЭС, КЭС, ТЭЦ) на оптовом рынке электроэнергии и мощности таковы, что формируемые рыночные отношения выталкивают из рынка (или не принимают к торговле на оптовом рынке) тех субъектов, эффективность которых ниже фактически средней эффективности однопродуктовых (электроэнергия) субъектов рынка. 

Оптовый рынок стимулирует заинтересованность всех эффективных игроков рынка в маржинальных тарифах и конечной прибыли и не оставляет никаких шансов ТЭЦ по условиям конкурентоспособности попасть на оптовый рынок. 

На наш взгляд неправильный посыл сделан при выводе всех ТЭЦ (без индивидуального рассмотрения) из региональных рынков на оптовый рынок электрической энергии и мощности. 

Изменения Правил ОРЭМа в части увеличения объема ценопринимающих заявок ТЭЦ во второй ценовой зоне привели к формированию в осенне-зимний период 2011?2012 годов равновесных цен оптового рынка ниже себестоимости производства электроэнергии на большинстве ТЭЦ Сибири. Следствием этого явилось снижение экономической эффективности тепловой генерации в Сибири, фактическое вытеснение ТЭЦ с рынка электроэнергии и понуждение ТЭЦ переходить к отпуску тепла в котельном режиме. 

В 2012 году усложнилась процедура получения статуса «вынужденного генератора». В конечном итоге это привело к значительным задержкам по времени принятия решения регулятором о присвоении данного статуса. При этом ряд генерирующих компаний понесли финансовые потери, не получив адекватную оплату мощности. Три из четырех сибирских ТГК – ТГК-11, ТГК-12, ТГК-14 – понесли убытки от продажи электроэнергии на оптовом рынке в 2011 году и не получили компенсации понесенных затрат. 

Существующий порядок позволяет в настоящее время филиалам ОАО «СО ЕЭС» с большой степенью произвольности назначать загрузку тепловых электростанций и объемы вращающегося резерва мощности, что не соответствует их оптимальным режимам функционирования и негативно сказывается на экономичности работы тепловой генерации. 

Нельзя не отметить и еще один аспект ОРЭМа – это ущемление интересов генерации второй ценовой зоны по вопросу перетоков между первой и второй ценовыми зонами. По этой причине происходит транзит дорогой электроэнергии с первой ценовой зоны в Сибирь, а не наоборот, дешевой электроэнергии сибирских ГЭС в Европейскую часть РФ. СЭА совместно с ТГК и ГЭС Сибири неоднократно предлагалось установить единый принцип определения направления и объема перетока в соответствии с реальными параметрами пропускной способности сети в обе стороны и соблюдения равной конкуренции на ОРЭМе. 

Все эти вопросы по инициативе СЭА были вынесены 18 октября 2012 года на совместное заседание СЭА, Координационного совета по энергетике Сибири МА «Сибирское соглашение» и Рабочей группы по обеспечению устойчивого и надежного энергоснабжения регионов Сибири при полномочном представителе президента РФ в СФО. Участники заседания выразили серьезную озабоченность подобным развитием ситуации с ТЭЦ в Сибири и одобрили предложения о путях решения проблем тепловой генерации Сибири. 

Было принято решение обратиться в Министерство энергетики и некоммерческое партнерство «Совет рынка», ОАО «СО ЕЭС» с предложением о создании совместной рабочей группы по выработке и неотложному внесению изменений в действующие правила и регламенты ОРЭМа. 
Протокольное решение направлено в органы исполнительной и законодательной власти субъектов Сибирского федерального округа, Министерство энергетики России, НП «Совет рынка», ФСТ и ОАО «СО ЕЭС» для принятия решений по первоочередным, среднесрочным и долгосрочным мерам повышения устойчивости и жизнеспособности тепловой генерации Сибири и корректировке существующего федерального закона об электроэнергетике. На базе принятого решения были подготовлены и направлены в Минэнерго и НП «Совет рынка» проекты поправок в действующие нормативные правовые документы, правила и регламенты ОРЭМа. 

– Как власти пытались решить эти проблемы раньше? 

– В 2011 году с целью сдерживания роста цен на электроэнергию на уровне не более 15 процентов правительство предложило меры регулирования энергорынка, в частности рынка мощности. Тепловой генерации сократили плату за работу в вынужденном режиме, а также уменьшили индексацию цены за мощность. Были также приняты изменения правила ОРЭМа в части увеличения объема ценопринимающих заявок ТЭЦ во второй ценовой зоне и другие коррективы. 

Поскольку ГЭС по принятой в РФ системе маржинального ценообразования на ОРЭМе имеют гандикапные преимущества перед другими генераторами (ТЭЦ и ГРЭС), выраженные в возможности извлечения маржинальной прибыли на энергорынке (кратно превышающие себестоимость выработки электроэнергии), то правительством были приняты корректировки к правилам ОРЭМа, устанавливающие оплату мощности по регулируемым ценам. Тарифы на мощность для ГЭС стало устанавливать ФСТ России в соответствии со специально разработанной и утвержденной методикой. 

Эти меры помогли сдерживать в период 2011?2013 годов рост цен на электроэнергию в планируемом диапазоне. В 2014 году существующее положение в экономике страны не менее сложно, и поэтому нет никаких оснований для радикального пересмотра (к чему призывает подготовленный проект постановления) всех ранее принятых мер по сдерживанию роста цен во всех отраслях, в том числе и в энергетике. 

– Какие категории потребителей испытывают наибольшую нагрузку в регионе при существующей системе и как ситуация изменится в случае принятия данного законопроекта? 

– Наиболее угнетенными при существующей системе являются потребители, получающие электрическую энергию на низком напряжении и рассчитывающиеся по первой ценовой категории с присоединенной мощностью до 150 кВт. Физически – это в основном мелкий бизнес. 

Для этой категории потребителей цена на электрическую энергию складывается из самых высоких тарифных составляющих: стоимости электрической энергии с оптового рынка в одноставочном исчислении; тарифов на услуги по передаче электрической энергии, достигающих 60 процентов в составе общей стоимости 1 кВт-ч; сбытовой надбавки гарантирующего поставщика (сбытовой организации). 

В случае принятия упомянутого законопроекта произойдет автоматически рост стоимости электрической энергии с оптового рынка и размер оплачиваемой сбытовой надбавки, поскольку ее величина привязана к стоимости электроэнергии. 

Следует отметить, что принятие данного постановления коснется всех потребителей, кроме населения, при условии соблюдения правила, по которому население получает электрическую энергию с оптового рынка по регулируемым договорам, то есть не зависящим от колебаний и изменений как на рынке электрической энергии, так и рынке мощности. Но и это до поры до времени, поскольку введение новых правил приведет к росту так называемого «перекрестного субсидирования», которое должно быть, в конце концов, устранено. 

Очевидно, что увеличение стоимости электрической мощности будет болезненно для энергоемких предприятий. К таким относятся металлургические, химические, электротранспорт и т. д. Учитывая, что для этих предприятий, получающих электроэнергию на уровне высокого напряжения, составляющая транспорта электроэнергии составляет менее 40 процентов, то относительный рост конечной цены для них может превысить оценки, представленные в нашем письме в Минэнерго. 

– На ваш взгляд, почему предлагается такое законодательное решение, идущее вразрез с намеченным курсом власти на «практически мораторий на рост цены на электроэнергию»? 

– Основные установленные мощности ГЭС Сибири принадлежат «Евросибэнерго», входящему в холдинг En+ Олега Дерипаски, ему же принадлежит и один из крупнейших потребителей электроэнергии СФО – «РУСАЛ». Производство алюминия, в себестоимости которого доля электроэнергии достигает 40 процентов, с использованием дешевой энергии ГЭС – очень рентабельная и высокоэффективная бизнес-связка. ГЭС «Евросибэнерго», как известно, имеют с заводами «РУСАЛа» долгосрочные прямые договоры на поставку электроэнергии. Все это вместе, даже при среднем спросе на алюминий на мировых биржах, давало значительный синергетический эффект. Однако в последнее время мировой спрос на алюминий заметно упал, и «РУСАЛ» по заявлениям его топ-менеджеров несет убытки от своего основного бизнеса. Отсюда возникает соблазн легкого решения – вместо оптимизации основного бизнеса попробовать покрыть его убытки за счет любых других возможных средств увеличения прибыли в других своих секторах, в частности гидроэнергетике. 

– Расскажите, пожалуйста, подробнее о положении ГЭС на оптовом рынке электроэнерги. 

– Гидроэлектростанции используют для работы воду, не требуют топлива и не производят отходов. Эксплуатационные затраты ГЭС относительно невелики, поэтому себестоимость электроэнергии ГЭС (после того как станция окупит затраты на свое сооружение) намного ниже, чем у тепловых электростанций. Гидроагрегаты ГЭС могут быть запущены либо остановлены практически мгновенно, а мощность работающего гидроагрегата легко меняется. ГЭС очень важны для энергосистемы, поскольку позволяют оперативно реагировать на нагрузку в сети, а также на аварийные ситуации. Это повышает надежность и качество энерго­снабжения. 

Таким образом, основные преимущества ГЭС состоят в низких эксплуатационных расходах и практически нулевых затратах на аналог топливных затрат ТЭС – воду. 

Как уже говорилось, ГЭС в условиях принятой в РФ системы маржинального ценообразования на ОРЭМе имеют возможности для извлечения маржинальной прибыли на энергорынке. Чтобы легче понять, о чем идет речь, достаточно вспомнить, что по правилам энергорынка ценовые заявки ГЭС удовлетворяются в первую очередь по схеме ценопринимания (с нулевой ценой, поскольку никакое топливо ими не сжигается). А оплата поставляемой ими электроэнергии идет по достаточно высокой сложившейся маржинальной цене, учитывающей как минимум затраты на топливо пусть даже на самых эффективных ТЭС. 

Мощность ГЭС отбирается в рамках КОМа в приоритетном порядке, то есть ГЭС, в отличие от тепловых станций, не приходится конкурировать между собой или с другими видами генерации за право получать оплату мощности. Часть этого преимущества ГЭС утратили в 2011 году, когда правительство с целью ограничения предельного роста цен на электроэнергию приняло решение о регулировании рынка мощности ГЭС. 

В связи с этим естественным образом возникает вопрос – на что реализуются маржинальные доходы «РусГидро»? Ясного и прозрачного понимания этого нет. Стандартный ответ – у «РусГидро» напряженная инвестиционная программа. Но тогда эта инвестпрограмма должна находится под пристальным вниманием и контролем правительства, им должны быть определены наиболее необходимые и приоритетные проекты модернизации и обновления старых ГЭС, определен размер обоснованных сметных затрат. 

Кроме того, ГЭС не остаются без поддержки правительства. Например, в конце 2013 года принято постановление правительства, изменяющее правила оптового энергорынка в Сибири. Новым ГЭС (вводимым с 2012 года) разрешено продавать свою мощность не по фиксированному тарифу, а по рыночной цене, определяющейся по итогам конкурентного отбора. 

По таким правилам в Сибири работает только тепловая генерация. На ГЭС в Сибири приходится до 50 процентов выработки, в «РусГидро» были довольны этим решением. При существующих правилах Богучанская ГЭС не смогла бы заключить долгосрочные договоры купли-продажи электроэнергии и мощности, предусмотренные кредитным соглашением с ВЭБом. 

– Кто являлся «идеологом» данного законопроекта и почему? 

– Ответ очевиден: «РУСАЛ» и «РусГидро», владеющее, кроме собственных ГЭС Сибири, и 40 процентами ГЭС «Евросибэнерго». 

– Ваша экспертная оценка на перспективу в случае его принятия. 

– Наша оценка приведена в оценках роста цен для конечного потребителя второй ценовой зоны. Эти оценки можно только уточнить, по своему характеру они дают нижние границы этого роста и не учитывают прогнозную цену КОМ на 2015 год, которая уж никак не будет ниже цены КОМ 2014 года (которая упала по неясным причинам на 38 процентов по сравнению с 2013 годом). Кроме того, оценки не учитывают градации потребителей по категориям и если учесть, что во второй ценовой зоне население составляет 11 процентов, «РУСАЛовские» потребители – 25 процентов, прочие – 64 процента, то ценовая нагрузка на прочих потребителей может только усилится примерно в полтора раза. 

– Каковы, на ваш взгляд, альтернативы данному решению, необходимые дальнейшие меры? 

– Наши предложения представлены в совместных решениях Координационного совета МА «Сибирское соглашение» и СЭА. Правительству предлагается оставить неизменными принятые в 2011 году корректировки к правилам ОРЭМа, устанавливающие оплату мощности ГЭС по регулируемым ценам. Необходимо и далее сохранять курс в тарифной политике, предусматривающий практически мораторий на рост цены на электроэнергию и не повышать тарифы на железнодорожные перевозки, газоснабжение и электроэнергию выше предела «инфляция минус». При регулировании цен на ОРЭМе правительству требуется действовать хирургически точно, исходя из принципа – давая преференции одним участникам рынка, не навреди другим участникам. 

Нужно отметить всю сложность «ручного» регулирования ОРЭМа, поскольку производство электроэнергии связывает в единую цепочку представителей различных отраслей: топливные компании – перевозчики топлива – ТЭЦ или ГРЭС – выработанная электроэнергия – доставка по сетям – розничные перепродавцы электроэнергии – потребители. При регулировании деятельности одних участников этой цепочки нужно не допускать появления ценовых «пузырей» в других элементах. Иначе вся конструкция может привести к несправедливому росту доходов у одних участников за счет появления убытков у других.