Настанут ли лучшие времена в электроэнергетике?

16.03.12 11:26

В последние месяцы активность в этом плане значительно возросла - созданы специальные рабочие группы в рамках межведомственной группы по решению насущных проблем в буксующей реформе электроэнергетики. Речь идет об уже обсуждавшемся (см. Системные проблемы в энергетике и ЖКХ. Что делать?) проекте новых розничных правил вместе сопутствующими документами, проблематике функционирования ОРЭМ, так называемом стимулировании модернизации основных фондов в электроэнергетике, а также анализе факторов в смежных отраслях, влияющих на рост неплатежей. И, наконец, это касается вечного вопроса о платежной дисциплине. Рабочие группы, включающие порой самых разных специалистов, в том числе с противоположными подходами и взглядами, работают, больные проблемы обсуждаются, идет поиск непростых решений. Работа ведется действительно большая по всему фронту накопившихся проблем.

 

Однако анализ имеющихся в открытом доступе промежуточных материалов деятельности этих групп, на мой взгляд, еще раз подтверждает тот факт, что решение фундаментальных проблем отрасли невозможно без широкой развитой конкуренции на рынке электроэнергии, в его розничном и в оптовом сегментах. В этой плоскости нужно искать и стимулы для модернизации основных фондов - конкурентный рынок заставляет его субъектов обновлять фонды гораздо эффективнее, быстрее, и, главное, значительно дешевле, чем программы, предусматривающие в основном целевое финансирование за счет фактического безадресного дополнительного бремени на всех потребителей. Нет сомнений в том, что усилия, прилагаемые сегодня сообществом в рамках рабочих групп и других формальных и неформальных институтов по косметическому ремонту «старой» реформы чрезвычайно полезны. В целом, материалы рабочих групп содержат вполне прогрессивные с точки зрения развития конкуренции подходы к решению ключевых задач. Правда, есть разительные исключения, как например, обсуждавшаяся еще в 2009 году и возрожденная из пепла идея о создании единого расчетного центра в электроэнергетике. Или новация о создании единого федерального гарантирующего поставщика для подхвата проблемных региональных ГП. В любом случае, при разработке «новой версии» реформирования отрасли эти наработки, как говорится, пойдут «в зачет». Более того, смею утверждать, что здесь мы как раз и наблюдаем известный универсальный феномен «перехода количества в качество». Именно интенсивная работа всего рыночного сообщества по осмыслению неутешительных результатов реформирования электроэнергетики, поиску вариантов решения нерешенных проблем, и в первую очередь эволюционным, «косметическим» путем, в конечном итоге и является благодатной почвой для прорастания идей о полной перезагрузке в отрасли или реформы 2.0, за которой, уверен, будущее.

 

Действительно, центральным вопросом дискуссий рабочих групп сегодня является проблема справедливого и понятного для всех субъектов рынка ценообразования в электроэнергетике. С ценообразованием связаны практически все остальные нерешенные вопросы. Если цена на товар - электроэнергию и мощность рыночно правильная, «признаваемая» всеми участниками, то тогда потребители в состоянии ее оплачивать, не жалуясь правительству, а поставщики - субъекты процесса энергоснабжения - могут устойчиво и планомерно развиваться, без постоянного ожидания каких- то катаклизмов, с уверенностью в завтрашнем дне. Именно тогда в отрасль приходят долгосрочные инвестиции, а к руководству основными компаниями в отрасли - настоящие профессионалы-энергетики, а не антикризисные управляющие или специалисты по управлению активами на крайне волатильных рынках.

 

Это вообще - то вполне банальные вещи, но они у нас как раз не работают, а потому мы годами воюем с неплатежами, а они продолжают расти (или как минимум не уменьшаться). Пытаемся заменить древние тепловые станции на современные ПГУ и ГТУ, но они все работают и приносят убытки, а новые построенные, почему- то оказываются не очень востребованными. И многое другое, не работающее или плохо работающее на нашем рынке электроэнергии и мощности, связано с проблемами в ценообразовании. Поэтому эти дискуссии для нас нужны и важны, и, безусловно, полезны. Несомненно, они нуждаются в гораздо более в широком освещении в СМИ, поскольку затрагивают интересы всех: различных предприятий, ЖКХ, теплоснабжения и граждан - потребителей продукции электроэнергетики.

Кстати, на мой взгляд, одной из фундаментальных проблем реформы версии 1.0 было как раз недооценка ее авторами и реализаторами роли серьезной и открытой широкой общественной дискуссии на эту тему в ходе ее воплощения в реальность. Содержательная дискуссия была в самом начале - в 2001- 2003 гг., а потом она превратилась в пропаганду и безудержный пиар без какой- либо обратной связи. Отдельные попытки отдельных, порой влиятельных лиц и организаций, вдохнуть новую жизнь в дискуссию в последние два- три года в целом ситуацию до сих пор не изменили.

 

Обратная связь между потребителями товаров и услуг и их производителями и продавцами в рыночной экономике, выражаемая обычно через цену, играет не меньшую роль, чем в электротехнике или электронике, играет сигнал обратной связи от подвергающегося внешнему воздействию элемента системы в саму систему. Если такой обратной связи нет, то экономика «не понимает», что ей делать, также как и система управления сетью или схемой без обратного управляющего сигнала, «не знает» поднимать ли ей напряжение или увеличивать силу тока. Сегодня такой связи на рынке электроэнергии между производителями и потребителями, практически, нет. Производители электроэнергии - генераторы на оптовом рынке устанавливают цены на электроэнергию и мощность исходя из своих объективных издержек и субъективных желаний заработать прибыль по так называемому маржинальному принципу. Суть его, напомню, состоит в том, что на рынке для извлечения прибыли хватает места всем, даже самым неэффективным, а самые эффективные, например гидро- и атомные станции, как и новые тепловые станции парогазового цикла, получают максимальную маржу - сверприбыль. Затем к цене рынка прибавляются тарифы на передачу, инфраструктурные платежи, связанные с процессом производства, передачи и распределения электроэнергии, и сбытовая надбавка гарантирующих поставщиков. Массовые потребители, оплачивающие этот банкет, покупающие электроэнергию на розничном рынке, как правило, у ГП, никак не влияют на цену генераторов. На эту цену теоретически влияют крупные потребители и их сбытовые компании - участники оптового рынка, но и они не делают погоду на этом рынке, так как не обладают инструментальными возможностями существенно снижать цену. Рынок производителей, безраздельно главенствующий в электроэнергетике, с учетом ее особенностей - непрерывности и практической одновременности в традиционных технологиях процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии - напрочь убивает всяческие обратные связи. Потребители платят постфактум столько, сколько им скажут, поскольку в принципе не могут отказаться от электроэнергии вообще. Или не платят, создавая «навесы» неплатежей, в конечном итоге разгоняющие цены, и жалуются правительству, замещая отсутствующие экономические рычаги воздействия, политическими.

 

«Правильное» ценообразование в электроэнергетике должно начинаться с построения эффективных обратных связей, а, значит, цена должна формироваться в значительной степени, не на оптовом, а на розничном рынке. В этом суть предлагаемых кардинальных изменений в подходах к реформированию рынка электроэнергии в версии 2.0. Как это сделать на практике, в деталях - отдельная пространная тема и описание ее вряд ли уместно в формате настоящей статьи. Этим еще предстоит заняться, и, уверен, у нас есть немало высококлассных специалистов, с хорошим опытом участия в реформе, готовых выполнить эту работу. Сегодня важнее другое: четко идентифицировать проблемы, препятствующие запуску мотора рынка потребителей - широкой и прозрачной конкуренции, и обозначить пути их решения. Этим в значительной мере и занимаются созданные рабочие группы, однако, в силу того, что они часто представляют из себя своего рода «группы по интересам», предлагаемые ими изменения не обеспечивают подлинную конкуренцию на рынке. По большому счету это означает, что кризис отрасли, связанный с отсутствием конкуренции по своей глубине еще, что называется, не достиг своего «дна», что еще у значительной части рыночного сообщества остаются надежды на то, что непринципиальные улучшения и доработки модели рынка смогут вытащить ее из болота проблем. На мой взгляд, ряды сторонников этих взглядов за последние полгода значительно поредели, но по инерции, эта точка зрения все еще превалирует.

 

Одной из главных проблем в этом смысле является сегодняшний институт ГП. Мы уже обсуждали это в данном цикле статей, но вновь и вновь я вынужден констатировать: без переформатирования института ГП, его сегодняшнего статуса в модели рынка - мотор нормальной, не имитационной конкуренции не запустить. И здесь нам нужно вернуться к новым Основным положениям розничного рынка. Очевидно, что нерыночная роль ГП в этом документе, связана не только и не столько с желанием его авторов как- то законсервировать монопольный статус этих структур, но и с нерешенностью ряда фундаментальных проблем реформы. И в первую очередь с продолжающимся кросс – субсидированием цен на электроэнергию для населения за счет остальных потребителей. Население обслуживается у ГП и покупает электроэнергию и мощность по принципу столько -сколько нужно и когда нужно и, при этом, по самым низким ценам. Остальные, вроде бы как хотят и могут, но лучше опять же у ГП, поскольку его цена на розничном рынке априори наиболее низкая из всех возможных, ведь он и есть основной поставщик электроэнергии с оптового на розничный рынок для массовых потребителей. Все другие поставщики на розничном рынке по действующим правилам всегда будут дороже, если только вы не достаточно крупный потребитель, чтобы зарегистрировать за вами собственную группу точек поставки с оптового рынка. Отсюда вывод - никакой конкуренции на розничном рынке быть не может, за исключением имитационной, подконтрольной тому же монополисту ГП. Или же обусловленной еще более неконкурентными действиями, например, созданием специальных отраслевых ГП на розничном рынке, коим региональный ГП почему-то должен поставлять электроэнергию без своей надбавки. Любые попытки изменить это положение тут же наталкиваются на нерешенность вопроса перекрестки и системных неплатежей ЖКХ в адрес ГП. В свою очередь, ГП как-то может решать эти «нерешаемые» проблемы только при условии сохранения своего монопольного статуса. Круг замыкается.

 

 

Но выход есть. Он состоит в том, что при сохранении перекрестки населения и неплатежей ЖКХ, как проблем, не имеющих решения в среднесрочной перспективе, в сбыте ликвидируется институт ГП как таковой и его функции передаются в крупнейшую сетевую компанию региона - РСК, входящую в МРСК. Перекрестка на рынке электроэнергии в целом окончательно формализуется через сетевой тариф, при этом существующая сегодня фактическая перекрестка в сбыте также формализуется через низкую экономически необоснованную сбытовую надбавку для населения, и повышенную для прочих потребителей. Размер сбытовой надбавки для прочих потребителей в РСК может дифференцироваться, но в среднем он должен быть реально высоким, позволяющим заниматься таким ГП обслуживанием населения на современном уровне, а при необходимости оплачивать аутсорсинг этой функции независимым сбытовым компаниям без потери качества. С другой стороны размер сбытовой надбавки ГП - сети для предприятий должен быть «отпугивающим»: потребители должны стремиться уходить от такого ГП в конкурентные сбытовые компании, где фактическая цена естественным образом будет ниже, чем у сетевого ГП.

 

Возникает вопрос, за счет чего тогда будет субсидироваться в РСК - ГП сбыт для населения при массовом уходе остальных потребителей в сбытовые компании?

Ответ: за счет текущих платежей дополнительных инфраструктурных сборов с каждой сбытовой компании для сведения баланса регионального розничного рынка и, при нехватке этих средств, за счет включения необходимых расходов в регулируемую валовую выручку РСК в следующих периодах регулирования. Это вызовет дальнейший рост сбытовой надбавки ГП, и еще больше усилит отток потребителей в конкурентные сбыты. Институт ГП превратится ровно в то, чем он и должен быть - в поставщика последней надежды, для тех кто по каким- то причинам не нашел себе конкурентного поставщика и инфраструктурной организацией. Статус ГП, его смена перестанут быть проблемой при неплатежах на рынке, желанным призом и инструментом в деструктивных действиях по ремонополизации отрасли. Слова политиков, о том, что при любых кризисах неплатежей за электроэнергию, население не пострадает, наконец, станут реальностью, подкрепленной «непотопляемой» рыночной позицией ГП - региональной распределительной сетевой компанией, подконтрольной государству, вдобавок являющейся инфраструктурой рынка. Очевидно, что в таком ГП останутся и неплательщики из проблемного по всей стране ЖКХ. И это тоже правильно, ведь проблемы ЖКХ, это в первую очередь социально–политические проблемы, а значит государственные. Кому как не государству их решать в комплексе, контролируя все стороны не по понятиям, а формально юридически? Процесс непростой, но достаточно прозрачный: мы, таким образом, сможем, наконец, отделить потенциально конкурентную деятельность сбытов на розничном рынке от естественно монопольной деятельности по передаче электроэнергии и, пока монопольному, снабжению населения и приравненных к нему групп потребителей, а также других «неотключаемых» потребителей. Кстати, такой вариант решения проблемы реально укрепит и авторитет МРСК на региональном уровне: с ним, как с ГП региональные власти, на которых лежит ответственность за энергоснабжение населения и ЖКХ, вынуждены будут считаться в гораздо большей степени, чем сегодня.

Конечно, в этом варианте есть свои подводные камни, и самый большой из них - фактическое нерыночное разделение сбытовых функций в отношении населения и ЖКХ, включая исполнителей коммунальных услуг в ЖКХ, и остальных потребителей. Для многих сегодняшних крупных ГП сбытов обслуживание населения - это одна из основных линеек отстроенного годами бизнеса, которая включает и биллинг в ЖКХ, и центры обслуживания клиентов и энергосервисную деятельность: энергоаудит, продажу и установку счетчиков, создание интеллектуальных систем учета. Отдать вдруг потребителей и этот бизнес региональным сетевым компаниям на первый взгляд кажется достаточно сложным и малореальным. Но на самом деле, это и не нужно. Бизнес может оставаться в сбыте, просто функция ГП перейдет в сеть, как и гарантированное возмещение расходов по обслуживанию населения с рентабельностью через регулируемую сбытовую надбавку. Признаемся себе, что этого возмещения в реальности никогда не хватало, и жил этот бизнес, как бизнес, как правило, за счет других источников, с перспективой на будущее. Сегодня этих источников, как и перспектив, скорее всего, может и не быть. Именно в этом состоят опасения ГП сбытов: не имея достаточной сбытовой надбавки для обслуживания больших массивов потребителей, без других доходов невозможно качественно работать с населением. Это становится еще более актуальным в свете возможного перехода на прямые расчеты с населением по новым нормам, регулирующим договорные отношения с исполнителями коммунальных услуг. Ведь у большинства ГП в сбытовую надбавку расходы на биллинг населения в последние годы не закладывались. Не случайно в материалах рабочих групп вопрос получения адекватной сбытовой надбавки ГП обозначен в качестве первоочередного, однако, при имеющихся общих ограничениях на рост тарифов, далеко не факт, что он будет решаться положительно.

 

 

Предлагаемое решение избавляет от самой проблемы сбытовой надбавки. Это ГП-сеть уже будет решать, стоит ли ей самой заняться этим бизнесом или же нанять конкурирующие между собой, а потому более эффективные и менее дорогие сбытовые компании. При этом сеть должна будет знать, что государство серьезно занимается ликвидацией перекрестного субсидирования населения за счет предприятий в принципе. У него ведь тоже появляется рыночный стимул: высокая сбытовая надбавка для предприятий ЖКХ, бюджетов и прочих неудачников, не могущих платить вовремя, как правило из-за различных дисбалансов, созданных тем же государством. Все участники рынка должны быть уверены, что в конце концов, рано или поздно, но перекрестка исчезнет. И население, как и проблемные ныне предприятия ЖКХ и теплоснабжения, начнут искать себе конкурентного продавца электроэнергии. Функция ГП трансформируется в сведение балансов и подхвата потребителей банкротов – то, чем и занимается поставщик последней надежды в ряде стран Европы. В таком контексте и при таких условиях, не думаю, что сбыты, утратив статус ГП, став независимыми, много потеряют. Имеющиеся минусы этого варианта решения вряд ли сопоставимы с его плюсами, и в первую очередь для сбытов.

 

Правила покупки электроэнергии и мощности ГП, а также определения уровней нерегулируемых цен, в значительной мере будут совпадать с предложенными в новых Основных положениях функционирования розничных рынков. Но, несомненно, с неким аналогом системы ЧЧИМ, в отношении потребителей без почасового учета, поскольку иначе вся конструкция просто не будет функционировать, по причине неработоспособности модели, основанной на 877 Постановлении Правительства. Конечная цена у ГП - сети должна быть выше, чем у любого другого поставщика в данном регионе - это должно быть аксиомой, не подлежащей обсуждению.

 

Следующий вопрос: где будут покупать электроэнергию и мощность конкурентные сбыты? И по каким правилам?

Ответ: на оптовом рынке, в соответствии с неплохо проработанной Советом Рынка в 2010 году Концепцией единой ГТП, при сведении баланса ГП -сетью, и/или по отдельным ГТП, зарегистрированным за данной компанией, по правилам ОРЭМ. Что касается правил, то лучшие правила на развитом рынке - их максимально возможное отсутствие - свобода отношений генераторов и сбытов, покупающих электроэнергию и мощность для массовых потребителей. Так же как и максимально возможные «свободные» отношения между сбытами и конечными потребителями. Конечно, какие- то из длинных формулировок из раздела о предельных уровнях нерегулируемых цен Основных положений розничных рынков и здесь будут востребованы, но только в той степени, в какой они будут отражать физический смысл изменения цены для конечных потребителей в зависимости от синхронности их работы с энергосистемой.

 

Еще один принципиальный вопрос: какие потребители смогут работать непосредственно с генераторами напрямую на розничном рынке?

Ответ: никакие, кроме, вышедших самостоятельно на оптовый рынок без услуг сбытов. Резон: во всем должна быть мера и здравый смысл. Ну, мы же не заказываем бензин на НПЗ, даже если у нас достаточно большой автопарк. Но, правда, если очень большой, то тогда покупаем собственные бензовозы и едем на НПЗ. Или покупаем НПЗ.

 

Вопрос: как должны строиться отношения сбытов и потребителей? В чем состоит ответственность их перед друг другом и рынком?

Ответ: Сбыты предлагают потребителям типовые или индивидуальные решения по покупке электроэнергии и мощности. Они заключают соответствующие договоры с генераторами и сетями и осуществляют планирование, основанное на заявках потребителей и собственных прогнозах, причем как по объемам так и по ценам. Ценовая маржа в отношениях с потребителями тем выше, чем ниже их собственный уровень планирования и учета. Маржа сбытов не является сбытовой надбавкой в обычном понимании - это рыночная премия за выполняемую работу в интересах потребителей. Если эта работа выполняется хорошо, потребители получают ту цену, на которую они рассчитывают, то премия может быть высокой. Если плохо- то премия низкая, или вообще при определенных условиях она превращается в штраф. Здесь как раз простор для творчества и конкуренции: сбыт, хорошо спланировавший потребление без почасового учета, имеющий по результатам покупки минимальные отклонения, может зарабатывать серьезную дополнительную премию на рынке, поскольку договорная цена будет стремиться по средневзвешенным отклонениям всех сбытов, работающих в регионе. И наоборот, худший сбыт будет проигрывать. Для хеджирования рисков на розничном рынке окажутся востребованными долгосрочные договоры, их доля резко возрастет. Ответственность потребителей и сбытов друг перед другом будет иметь реальное выражение - ценовые риски на высококонкурентном рынке. И поскольку у потребителей будет выбор, то они «проголосуют» за ответственный сбыт. А сбыты будут заключать договоры с ответственными потребителями. Безответственные знают куда обращаться - к дорогому ГП - сети.

Вопрос: как будут формироваться отношения на оптовом рынке между сбытами и генераторами? За счет чего вырастет доля долгосрочных договоров? Что будет являться индикатором цен в долгосрочных договорах?

Ответ: Индикатором цен для долгосрочных договоров является физический спотовый рынок. Он должен работать, поставки на нем должны быть физическими с учетом сетевых ограничений, но объемы сделок на нем естественным образом будут снижаться, поскольку у генераторов также появится выбор из нескольких компаний на розничном рынке данном регионе и возможность хеджировать ценовые риски. На спотовом рынке при формировании цен будут учитываться ценовые заявки сбытов, сформированные на основании заявок потребителей. ФАС должен строго отслеживать возможный монополизм генераторов на рынке, включая ценовые сговоры и уровень рентабельности предлагаемых генераторами цен, а Системный Оператор должен приоритетно выбирать оборудование, максимально отвечающее ценовым уровням заявок сбытов. Атомная и гидрогенерация должны участвовать в рынке с рентабельностью не выше средней для прочих станций по данной зоне свободного перетока. Для них также разрешены и свободные договоры с ограниченной рентабельностью. Альтернатива для таких станций - уход с рынка под 100% регулирование со стороны ФСТ, с последующим предоставлением этих объемов исключительно на спотовый рынок. Свободных договоров в этом случае с атомной и гидрогенерацией нет.

Замыкающая контрактная цена генерации в каждый час - средневзвешенная из выбранного СО в данный час генерирующего оборудования. Такой порядок существенно снизит цены на электроэнергию в зонах свободного перетока, имеющих значительные мощности атомных и гидростанций. Вопрос стоимости мощности решается отдельно с общей тенденцией к переходу к одноставочной цене с учетом пиковой мощности.

Для дефицитных зон предлагается особый порядок. Во- первых, должны быть пересмотрены критерии отнесения энергосистем к неценовым зонам оптового рынка. Устойчивый дефицит выше 15% в ЗСП должен быть таким основанием. Если дефицит меньше, то предлагается следующее решение. Цена генерации рассчитается по маржинальному принципу из фактических заявок генераторов. Однако все средства, получаемые генераторами выше среднеотраслевой рентабельности, они обязаны направлять в специальный фонд для решения проблемы дефицитности данной ЗСП. Фонд является инвестиционным и управляется на паритетных началах представителями генераторов, сбытов, сетей и государства в лице Минэнерго.

Для избыточных зон ничего особенного выдумывать не надо. Низкая цена должна приводить в такие зоны инвесторов из числа потребителей или энергокомпаний, строящих линии электропередач для выравнивания цен с соседними ЗСП.

 

Вопрос: сохраняется ли в данной модели двухставочное ценообразование?

Ответ: Возможно и желательно сохранение двухставочных тарифов на передачу, поскольку эти тарифы находятся под 100% регулированием и сеть не имеет возможности участвовать в рыночном процессе, так как обязана передать мощность в любой момент времени по установленной цене. Сеть может дополнительно влиять на свои доходы только через снижение потерь, стоимость ставки которых установлена регулятором. Но в генерации, которая в этом смысле гораздо более рыночная, должен быть осуществлен переход к одноставочной модели с пиковой мощностью. Это займет определенное время, возможно внедрение нового рынка 2,0 и при существующей модели с изменениями в рынок КОМ (переходом к свободным договорам электроэнергии и мощности с предварительной аттестацией и конкурентным отбором мощности), предложенными еще в 2011 году Советом Рынка.

 

Вопрос: Какова в этой модели судьба рынка ДПМ? Как будет решаться проблема финансирования глобальной модернизации и строительства новых объектов энергетики? Что делать с перекресткой между электроэнергией и теплом?

Действующие ДПМ сохраняются в виде специального налога на потребителей в цене электроэнергии. Аналогичные налоги для финансирования глобальных программ модернизации и строительства новых станций или развития энергосистемы в целом, с длительными сроками окупаемости могут вводиться Постановлениями Правительства или Законами после соответствующего обсуждения и поддержки со стороны рыночного сообщества и, в необходимых случаях, населения через референдум. Важным элементом финансирования таких программ должна быть их адресность для конкретных регионов и потребителей. Если строительство новых атомных блоков, безусловно, должно финансироваться всей страной, то строительство новой ТЭЦ для замещения выбывающей старой станции, обеспечивающей теплом город или регион, должно в значительной мере оплачиваться потребителями данного региона, поскольку теплогенерация локальна по своей природе. Как избавиться при этом от другого вида перекрестного субсидирования – между электроэнергией и теплом – вопрос в нашей стране нетривиальный. Значительная часть материалов рабочих групп посвящена этой проблематике. И надо отдавать себе отчет, что этот вопрос в принципе жестко связан с реформированием теплоснабжения как отрасли в целом.

 

Алексей Преснов, независимый эксперт

Продолжение следует
На фото - Порожская ГЭС
Фото О.Никитина

См. также: Отделка фасадов

Читайте также: