Эксперты о модели оптового рынка электроэнергии и мощности
По оценкам экспертов, говорить об отмене инвестиционных механизмов на ОРЭМ (в частности ДПМ) невозможно в отрыве от создания иных механизмов привлечения инвестиций в развитие генерации, например, создание "волатильного" рынка электроэнергии и мощности, поэтому путь к снижению стоимости электроэнергии, о котором просит крупная промышленность, лежит явно не в этой плоскости. "Скорой" помощью для оптового рынка может стать сокращение объема "нерыночных" надбавок к цене на мощность (на выравнивание энерготарифов в ДВФО, на строительство мусоросжигательных комплексов, на поддержку регионов с особенностями ценообразования: Северного Кавказа, Карелии, Бурятии и Тывы) и дальнейшее повышение энергоэффективности промышленного производства. Предыстория вопроса Текущая модель оптового рынка электроэнергии и мощности решает несколько задач, одна из которых - обновление энергомощностей, что было бы невозможно без применяемых с 2011 года специальных инвестиционных механизмов поддержки строительства новой или модернизация действующей. Причиной создания специальных инвестиционных механизмов стала низкая цена электроэнергии в сравнении с необходимым объемом инвестиций в проекты. Низкие цены в России были обусловлены несколькими факторами: − невозможность включения инвестиционной составляющей на обновление мощностей в рынке мощности. В результате чего цена на мощность в 2020 году (126,5 тыс. руб. за МВт в мес.) практически равна цене на мощность в 2011 году (122 тыс. руб. за МВт в мес.), а инфляция за тот же период составила 76 %. − невозможность включения инвестиционной составляющей на обновление мощностей в рынке электроэнергии, в рамках которого генерация, по сути, может подавать заявки, включающие только топливную составляющую. В результате чего, отставание темпов роста цены электроэнергии от темпов роста цены на газ с 2008 года составило 78%. Одноставочная цена на электроэнергию оптового рынка электроэнергии и мощности без учета специальных механизмов составляет 1,6 рубля за кВтч (или 0,22 долл США), что объективно недостаточно для осуществления инвестиций в обновление мощностей. Указанные причины привели к хроническому недофинансированию электроэнергетики, поэтому запущенные в 2011 году программа ДПМ ТЭС, а также в 2019 году программа модернизации ТЭС являются необходимыми для энергосистемы инструментами обновления мощностей. Запущенная в 2011 году программа ДПМ ТЭС (предусматривала возврат с рынка инвестиций с гарантированной доходностью) позволила ввести в эксплуатацию 136 объектов суммарной мощностью 30 ГВт (91 из них - новые электростанции), значительно повысив надежность энергоснабжения потребителей и сдержав рост цен на электроэнергию за счет повышения эффективности выработки электроэнергии. Новая программа модернизации тепловой генерации, принятая в 2019 году, позволит обновить и продлить ресурс функционирования еще более 41 ГВт объективно старых, но востребованных генерирующих мощностей, 2 ГВт из которых путем замены старого оборудования на инновационные отечественные турбины. Их разработкой в настоящее время занимается сразу несколько российских предприятий. В результате эффект от реализации этой программы модернизации ТЭС ожидается не только для электроэнергетики, но и машиностроительной и металлургической отраслей, отмечают эксперты. Энергоемкие потребители, в конечную стоимость электроэнергии которых включена надбавка на возврат инвестиций в модернизацию ТЭС, уже не первый год просят освободить их от нее. В период пандемии COVID-19 Ассоциация "Сообщество потребителей энергии", в которую входит большинство крупных производств, выступила с предложением перенеси на год срок проведения долгосрочного КОМ на 2026 год и отказаться от дальнейших отборов проектов модернизации ТЭС. Аналитик "ВТБ Капитал" Владимир Скляр считает, что такое решение вопроса мало того, что приведет к нарушению юридических договоренностей, но и не позволит потребителям добиться желаемого эффекта - снижения стоимости электроэнергии. "Это так называемые надбавки, которые закреплены юридически двухсторонними договорами между фактически государством и генерирующими компаниями, которые получают гарантированный возврат. Соответственно, просто взять их и отменить, перенести, сделать плательщиками этих надбавок какие-то третьи стороны будет нарушением уже достигнутых юридических соглашений и договоренностей и приведет к существенному всплеску стоимости капитала для сектора, а значит в долгосрочной перспективе к росту тарифов на электроэнергию", - сказал он. "Как бы не ругали программу ДПМ, следует признать, что по степени эффективности у нее нет конкурентов", - добавляет управляющий партнер юридической фирмы VEGAS LEX Александр Ситников, отмечая, что за годы реализации первой программы ДПМ в российскую экономику было инвестировано по разным оценкам до 3 трлн рублей, а увеличение установленной мощности энергосистемы страны позволяет сейчас безболезненно выводить из эксплуатации неэффективную генерацию. Рецепт освобождения Отказ от гарантированных механизмов привлечения инвестиций в российскую энергетику в будущем возможен, но неизбежно приведет к росту стоимости электроэнергии, ведь нужно будет предложить иные механизмы привлечения инвестиций, например, за счет изменения модели оптового рынка в направлении создания "волатильного" рынка электроэнергии и мощности. Текущая модель оптового рынка - рынка двух товаров электроэнергии и мощности защищает потребителей от волатильности цен, и не позволяет цене так сильно снизится как на одноставочном рынке, но при этом дает защиту потребителям от формирования сверхвысоких цен в период восстановления спроса на электроэнергию. Для сравнения, на одноставочном рынке электроэнергии Nord Pool цены в период пандемии COVID-19 опускались до 10 Евро за МВтч, при этом 24 июня 2020 года на рынке Nord Pool по направлению Литва была зафиксирована цена 98,51 Евро за МВтч. "Разрыв между фактической конечной ценой на электроэнергию и необходимой для обеспечения возврата инвестиций можно уменьшить за счет, например, субсидирования процентных ставок при строительстве новых электростанций для генерирующих компаний, принудительных обязательств по использованию долгового финансирования при строительстве новых электростанций, а не только собственных средств, потому что за счет этого может снижаться конечная цена на электроэнергию. Можно отказаться от планов и требований по 100% локализации оборудования, потому что тем самым мы существенно снижаем конкуренцию между производителями оборудования и зачастую это ведет к искусственному завышению уровня цен на оборудование, а, значит, и стоимости всего проекта", - добавил аналитик. "Если это будет так, рынок будет сам давать сигналы строить или не строить новую генерацию, будет полностью рыночный механизм и можно будет отказаться от ДПМ. Но надо понимать, что, скорее всего, это будет означать, что в отдельные годы потребителям придется столкнуться с неконтролируемым всплеском цен на мощность. Но если они хотят, чтобы у нас было все рыночное, это издержки рыночной системы ценообразования", - пояснил Скляр. Ассоциация "Совет производителей энергии" отмечает, что порядка 95% инвестиций в строительство и модернизацию генерирующих мощностей во всем мире привлекаются через механизмы, обеспечивающие гарантии возврата вложений. В случае отказа от программ ДПМ, отрасль уже в ближайшей перспективе не сможет справиться с обеспечением электропотребления по причине объективного выбытия по старости генерирующих мощностей. Нерыночным бой …но вопрос отказа от нерыночных надбавок к цене на мощность на оптовом рынке назрел давно, отмечают эксперты. Владимир Скляр считает, что снятие с крупного бизнеса обязанности платить за выравнивание энерготарифов на Дальнем Востоке и обеспечение возвратности инвестиций в строительство новой генерации на некоторых территориях не окажет негативного эффекта на инвестиционную привлекательность отрасли в целом, но окажет существенную поддержку оптовым потребителям электроэнергии. "Эти надбавки, которые правительство в принципе внесло своим распоряжением, их можно пересматривать, их можно передвигать из одной части рынка в другую. Может быть, правительство могло бы взять эти надбавки на собственный баланс - за счет сил федерального или регионального бюджетов (их покрыть - прим. ред.). Изменения конфигурации этих платежей никоим образом на инвестиционную привлекательность сектора или на долгосрочную возможность сектора привлекать финансирование для модернизации и постройки новых мощностей не влияют. Это то, что в принципе может обсуждаться", - сказал аналитик. Платежи промышленных потребителей по этим надбавкам составляют порядка 3,3% от общей суммы платежа за электроэнергию. Механизм выравнивания энерготарифов заработал на Дальнем Востоке 1 июля 2017 года. Изначально он был введен на три года (до 2020) , затем его действие продлили еще на год - до 1 января 2021 года. В этом году Госдума может принять законопроект, который продлит срок действия этого механизма до 2028 года. По мнению экспертов, подобное продление возможно только при условии определения категорий дальневосточных потребителей, которые смогут покупать электроэнергию по сниженной цене. Только в этом случае будет возможно снизить нагрузку с энергоемких производств. Непозволительная роскошь Ассоциация "Совет производителей энергии" также считает, что для снижения нагрузки с промышленности целесообразно поставить вопрос и о ликвидации перекрестного субсидирования. Председатель набсовета Ассоциации Александра Панина, выступая в июле этого года энергетическом форуме в рамках недели российского бизнеса отметила, что субсидирование энергоемкими предприятиями части платежей населения за электроэнергию было оправданно 10 лет назад, когда цены на электроэнергию для российской промышленности были значительно ниже зарубежных. "В 2009 году наши цены для промышленности были ниже в 2-3 раза, чем за рубежом. Сейчас запас на широкие жесты как перекрестное субсидирование - у нас очень маленький. Время пришло с ним бороться", - отметила она, добавив, что с годами появились новые виды перекрестного субсидирования, направленные на поддержку, в том числе, проектов и потребителей, которые не имеют отношения к отрасли. Так, например, с 2022 года предлагается ввести на оптовом рынке еще одну надбавку к конечному тарифу на электроэнергию, которая обеспечит возврат инвестиций в строительство мусоросжигательных комплексов. По оценке генераторов, ежегодно промышленные потребители будут платить за это до 19 млрд рублей. С необходимостью отказа от перекрестного субсидирования согласился и заместитель министра энергетики РФ Юрий Маневич. Но тут же дал понять, что решение вопроса не будет быстрым. "Что касается вопроса нерыночных надбавок - на текущий момент были приняты решения по надбавкам до 2035 года, которые измеряются сотнями миллиардов. Сегодня рассматривается возможность меньшего уровня, но он тоже измеряется в сотнях миллиардов", - сказал он, выступая на энергетическом форуме в рамках Недели РСПП. По оценке Минэнерго, только в электросетях объем перекрестного субсидирования оценивается в 238 млрд рублей в год. Общий размер перекрестного субсидирования на оптовом рынке по разным оценкам составляет от 400 млрд рублей до 500 млрд рублей в год. Помочь в решении вопроса может внедрение энергоменеджмента, считает Юрий Маневич. "Энергоменеджмент и в компаниях, и на уровне государства, конечно, приведет к положительному тренду в области снижения перекрестного субсидирования - нужен четкий учет, порядок и справедливое перераспределение перекрестного субсидирования", - резюмировал он. Владимир Скляр из "ВТБ Капитал" также отмечает, что повышение энергоэффективности позволит энергоемким потребителям сэкономить на платежах за электроэнергию. "Потребители, которые жалуются на высокий уровень цен или избыточную тарифную нагрузку, в принципе остались на том же уровне энергоэффективности, что и 20-25 лет назад. Оборудование, которое они используют, в основном не обновляется, хотя технологии современные ушли далеко вперед, поэтому это если потребители хотят более низкие цены на электроэнергию, пусть они потребляют меньше этой электроэнергии. Это полностью в их руках", - считает аналитик.
