Файл: Характеристика первого этапа реформирования электроэнергетики в России.pdf

1.3 Итоги реформы и проблемы развития электроэнергетики

Реформирование электроэнергетики – одно из наиболее масштабных успешных рыночных преобразований в новейшей истории России. Реформа стала вторым (после кризисного управления конца 1990-х годов) этапом преобразований в РАО «ЕЭС России». Сегодня прошло больше десяти лет с момента ее запуска. В результате ее осуществления были достигнуты две основные цели преобразований: повышение эффективности российского электроэнергетического комплекса и надежное, бесперебойное обеспечение потребителей доступной электроэнергией.

Достижению целей способствовало несколько факторов, и один из наиболее главных – это рост инвестиций. Только за 2008–2013 годы объем капитальных вложений составил 4,2 трлн рублей, из них около 1 трлн рублей – это частные инвестиции. В целом объем вложений превысил предыдущую пятилетку почти в три раза. Объемы вводов генерирующих мощностей выросли с 1 500 мегаватт в 2000–2009 годах, до почти 5 000 мегаватт в 2011–2013 годах. Сегодня на этапе строительства находится еще порядка 15 000 мегаватт, ввод которых ожидается в ближайшие 3–4 года. Другое важное достижение – это усиление конкуренции среди генерирующих компаний как следствие изменения структуры рынка. Кроме того, повысилась эффективность генерирующего оборудования [15, c. 7].

Одним из главных показателей эффективности является удельный расход условного топлива, за последние два года произошло его снижение с 335 до 329 граммов. Это результат ввода более 12 000 тысяч мегаватт новых современных мощностей на основе парогазового цикла. За последние пять лет продолжительность отключений электроэнергии снизилась в два с половиной раза. Количество технологических нарушений в электросетевом комплексе за последние два года снизилось на 20%. Для энергосистемы масштаба Российской Федерации это серьезное достижение. Реформированная энергетика стала фактором сдерживания роста цен: конечная средняя цена для потребителя на электроэнергию с 2003 по 2012 год возросла в 3,2 раза для промпотребителей и в 3,3 раза для населения. При этом цена на газ за тот же период выросла в 4,2 раза, цена на уголь – в 2,7 раза. Созданы институты регулирования отрасли нового формата, в том числе саморегулирующая структура – НП «Совет рынка». Подобные институты создают основы развития отрасли на конкурентных началах при уменьшении влияния государства.

Подводя итоги реформирования электроэнергетики России, можно сделать неутешительный вывод: реформу нельзя назвать завершенной, так как почти не одна из поставленных перед реформой задач не была достигнута до конца. Ключевые проблемы российской электроэнергетики носят системный характер. Системной проблемой генерирующего сектора остается отсутствие механизмов, стимулирующих предпринимательскую инициативу и конкуренцию за потребителя, способствующих энергосбережению, снижению издержек и повышению эффективности производства [15, c. 10].

Системной проблемой электросетевого комплекса, препятствующей росту эффективности и снижению темпов роста тарифов, является его непрозрачность. Непрозрачность начинается на этапе формирования инвестиционных программ, продолжается на региональном тарифообразующем уровне, где все еще не решена проблема перекрестного субсидирования, и достигает пика при утверждении тарифов на местном уровне. Аналогично генерации системной проблемой сбытового сектора является отсутствие механизмов, способствующих появлению реальной конкуренции за потребителя. Также важная проблема данного сектора – это недостаточная платежная дисциплина. Еще одной системной проблемой отрасли является отсутствие эффективного государственного регулирования и должного государственного контроля.

Все эти проблемы должны быть решены в процессе дальнейшего реформирования отрасли при полноценной вовлеченности государства. Именно должное государственное регулирование в электроэнергетике является необходимым требованием для её дальнейшего развития в интересах всей экономики страны. Очевидно и то, что дальнейшую модернизации отрасли необходимо проводить в пользу потребителей. Так как ликвидация или перенос энергоемкого производства за рубеж из-за высоких цен на электроэнергию, в конечном счете, может привести к тому, что некому её будет продавать. Понятно, что от этого проиграют все: генерирующий, сетевой и сбытовой сектора электроэнергетики, а также потребители в частности, и государство в целом.

Особенность любой реформы заключается в том, что, однажды начав преобразования, поставить точку невозможно. Нельзя принять универсальное решение, раз и навсегда определяющее ситуацию. Особенно это сложно сделать в электроэнергетике, где физика процесса тесно связана с экономикой. Период реформ электроэнергетики времен РАО «ЕЭС России» заложил основы «конкурентного» подхода к регулированию сектора в России. Этот подход дал заметный положительный результат [9, c. 269].

Необходимо продолжить развитие отрасли в духе реформ РАО «ЕЭС России», основываясь на созданном реформаторами фундаменте и с учетом анализа допущенных ошибок – это поможет решить текущие проблемы отрасли, повысить качество электроснабжения потребителей и, что особенно важно, обеспечить формирование адекватных и предсказуемых в долгосрочной перспективе цен на электроэнергию.

2. Перспективы развития электроэнергетики в России

2.1. Тенденции в области регулирования электроэнергетики

Дух и буква реформы РАО «ЕЭС России» предполагали либерализацию рынка для генерирующих компаний, открытость, развитие конкуренции с целью формирования объективной цены на электроэнергию. Сегодня видно все больше тенденций к отходу от конкуренции в сторону усиления прямого регулирования на оптовом рынке. Рынок обрастает нерыночными механизмами, как опухолью, и это проводит к снижению конкуренции. Растет риск повышения неэффективности, а значит необоснованного увеличения стоимости электроэнергии для конечного потребителя.

Пример роста доли регулируемого сегмента в генерации – появление статуса «вынужденной генерации». Число таких мощностей растет (поставка мощности в вынужденном режиме, по данным Системного Оператора: 2012 год – 6,100 МВт, 2013 год – 10,600 МВт, 2014 год – 10,300 МВт; в 2015 году эта величина составляет до 20,000 МВт). «Вынужденные» мощности уходят из конкурентного сегмента и по факту переходят к ценообразованию затраты плюс. Это губительно для конкурентного рынка, поскольку прямые субсидии отдельным игрокам на конкурентном рынке (в случае вынужденных генераторов субсидии предоставляются неэффективным игрокам), ставят в более трудное положение оставшихся на рынке игроков [6, c. 90].

Чтобы представить, к чему может привести предоставление таких субсидий, достаточно посмотреть на пример европейского энергорынка, где предоставление субсидий «зеленой» энергетике фактически исказило рыночный элемент ценообразования на либерализованном рынке, потребовало введения платы за мощность и фактически привело к росту цен на электроэнергию для конечного потребителя.

Сохраняется сектор регулируемых договоров (примерно 20 % от объема продаж на оптовом рынке), на котором тарифы и объемы поставок устанавливает регулятор. Произошел отход от изначально заложенного графика либерализации, по которому предполагалось отменить регулируемые договора (РД) в 2015 году. Вместо отмены РД, в закон об электроэнергетике были внесены корректировки, которые бессрочно отменили цель по дерегулированию этой части рынка. Видится необходимость вернуться к идее 100 % либерализации рынка с целью усиления конкуренции.

Рынок мощности оказался излишне зарегулированным. Его действующая модель предусматривает сегментированность системы на множество зон свободного перетока (в 2007 году – 31, в 2013 году – 21), и лишь в нескольких из них действует свободное ценообразование. Сегодня можно констатировать тот факт, что установленные в 2007 году границы зон свободного перетока не отражают действительные границы перетоков и границ, где фактически происходит запирание сечений. Это произошло за счет ввода новых объектов сетевой инфраструктуры, то есть назрела необходимость привести в соответствие с фактом границы ЗСП [19].

В большинстве случаев из-за недостаточной конкуренции в ЗСП регулятор (ФАС) устанавливает ограничение цены (pricecap) и вводит поведенческие условия для крупных участников рынка. В этой связи, возможно, необходимо осуществлять дальнейшее развитие межсистемных связей для усиления перетоков мощности между энергозонами, для сокращения количества зон свободного перетока и усиления конкуренции на рынке.

Другой важной особенностью сегодняшнего рынка электроэнергии является факт наличия избытка мощности. По итогам отбора мощности на 2015 год порядка 15,000 МВт не прошли отбор. Системный Оператор прогнозирует рост избытка мощности до свыше 20,000 МВт в последующие годы. Это подтверждается планами генерирующих компаний по вводу новых мощностей, с одной стороны, и размытыми планами по выводу генерации из эксплуатации. Для рынка мощности это означает, что задача отбора мощностей в КОМ – это задача отсева наименее эффективной и дорогой мощности с учетом требований по надежности и устойчивости функционирования энергосистемы. Сегодняшний алгоритм КОМ не отвечает полностью этой задаче. Механизм был разработан в районе 2007 года и был настроен на работу с дефицитным рынком. Поскольку характеристика рынка поменялась, то необходимо также подстраивать модель КОМ. Целью корректировки КОМ должно быть достижение наиболее универсального механизма отбора мощности, основанного на стимулировании конкуренции, – то есть получения наиболее достоверной (приближенной к жизни) «лесенки» ценовых заявок генераторов [19].

Как продолжение рынка мощности, инструменты для стимулирования инвестиций в секторе генерации были изначально созданы на основе договоров на поставку мощности (ДПМ). Несмотря на то, что ДПМ дали существенный положительный эффект в плане ввода новых мощностей, этот механизм был лишен рыночного характера. В результате можно наблюдать отчасти завышенную стоимость новой мощности, фактически отсутствие инвестиционных рисков (кроме страновых и операционных) для инвестора в новую мощность ДПМ при существенной премии, заложенной в конечную доходность (разница доходности ДПМ и уровня ОФЗ). Это побуждает генерирующие компании искать схожие механизмы для любых других инвестиций в новые мощности (идея ДПМ штрих для модернизации мощностей) [23].

Возможно, необходим поиск изменений модели рынка в части торговли мощностью для создания максимально рыночного механизма с целью привлечения инвестиций в модернизацию и новое строительство энергомощностей. Это приведет к повышению эффективности инвестиционных проектов и обеспечит более сбалансированное распределение рисков и доходности при инвестициях в энергетические мощности. Возможно, стоит проработать вопрос минимизации принятия административных инвестиционных решений и усиление функции регламентированного контроля за исполнением обязательств по строительству мощностей, взятых инвестором на рыночных условиях. Могло бы пойти на пользу и упрощение механизма вывода из эксплуатации оборудования. Решения о выводе должны также приниматься собственниками на основании рыночных сигналов и быть понятно регламентироваными.

В части развития конкуренции, регулятору необходимо стимулировать вывод максимально возможной доли генерации на оптовый рынок. Здесь говорится, во‑первых, о появившемся ценовом, искусственном по своей сути, арбитраже между стоимостью сетевой услуги для потребителя электроэнергии и стоимостью собственного производства электроэнергии «у потребителя». Базовое разделение собственности по видам деятельности (между генерацией и сетями) позволяет сегодня увидеть этот арбитраж. Он дает стимул для потребителя иметь собственную генерацию. С одной стороны, это нормальная конкуренция на рынке, то есть конкуренция между энергокомпанией и собственными энергоустановками потребителей. С другой стороны, возникший арбитраж может быть сигналом к возможному снижению стоимости услуг сети [16, c. 12].

Другой важной задачей может стать максимизация числа электростанций на оптовом рынке. Это даст наименьшую стоимость генерирования электроэнергии и усилит конкуренцию между электростанциями. Выбранный барьер отнесения генерации к оптовому рынку (25 МВТ) отчасти искусственен. Возможно снижение этой планки до более низкого значения. Например, до 5 МВт – уровня, с которого Системный Оператор участвует в мониторинге электрогенерации. Естественно, механизм привлечения генерации на оптовый рынок должен быть основан на рациональных стимулах, но не на административном давлении.