Несостоявшийся renaissance российской энергетики

Небывалый рост цен на электроэнергию для конечных потребителей – главный и самый ощутимый итог реформы.

Структура этого роста на протяжении постреформенного периода испытывала значительный перекос: доля электросетевой составляющей цены росла опережающими темпами по сравнению с другими секторами – генерацией и сбытом, и на сегодня, в среднем, составляет почти половину в конечной цене электроэнергии. Для отдельных же категорий потребителей доля сетевой составляющей может достигать и 80% от конечной цены.

Основные причины ускоренного роста тарифов в электросетевом комплексе:

• Ошибки при введении RAB-регулирования.

• Непрозрачность инвестпрограмм электросетевых компаний, особенно на низовом уровне.

Среди иных ключевых проблем сетевого комплекса:

• Дискриминация в процессе тарифообразования на местном уровне в пользу недобросовестных территориальных сетевых организаций (ТСО).

• Нерешенность проблемы перекрестного субсидирования в общем и «последней мили» в частности.

В генерирующем секторе так и не была создана необходимая для снижения цен и издержек конкурентная среда. Анализ состояния конкурентной среды, регулярно проводимый ФАС России, показывает высокую и крайне высокую степень рыночной концентрации почти во всех зонах свободного перетока мощности (ЗСП).

Текущий механизм договоров на предоставление мощности (ДПМ) изначально задумывался в качестве гарантии исполнения обязательств по вводу новой мощности инвесторами после покупки ими в ходе реформы РАО «ЕЭС России» генерирующих компаний. К сожалению, из механизма, гарантирующего обеспечение выполнения обязательств инвесторов, ДПМ превратился в порочный для электроэнергетики инструмент, исключающий предпринимательские риски для генераторов, гарантируя им окупаемость инвестиций в рекордно короткие по отраслевым меркам сроки. Данный факт делает смену текущей модели неизбежной.

В настоящий момент преобладают две основных идеи по изменению текущего механизма взаимоотношений в генерирующем звене электроэнергетики: «ДПМ штрих», наделенный почти всеми недостатками, присущими нынешнему механизму ДПМ, и модель двусторонних договоров (ДД), в которой основной упор делается на развитие прямых нерегулируемых двусторонних договоров, отказ от механизма конкурентного отбора мощности (КОМ).

В области розничных рынков ситуация по некоторым параметрам близка к критической. Затягивание решения ситуации с неплатежами на розничном рынке может привести к фактическому возврату к объединению функций передачи и сбыта электроэнергии в руки единых крупных компаний, скорее всего, региональных сетевых компаний, что, в свою очередь, будет означать фактический отказ от развития конкуренции в данном секторе.

Ключевая проблема российской электроэнергетики - слабость и, по объективным причинам, низкая эффективность государственного регулирования, особенно на региональном уровне.

Российская электроэнергетика – одна из крупнейших в мире. По установленной мощности электростанций и объемам вырабатываемой электроэнергии Россия занимает 4­е место, уступая только США, Китаю и Японии. Наличие единой энергосистемы и диспетчерского управления на большей части страны – одно из важнейших преимуществ России, доставшееся в наследство от Советского Союза.

Генеральная схема размещения объектов энергетики до 2030 г. описывает два сценария изменения потребления электроэнергии: максимальный и базовый. Среднегодовые темпы изменения уровня электропотребления были почти в 4 раза меньше, чем прогнозировалось даже в базовом сценарии, не говоря о максимальном. Также они не учитывали перспективу экономического кризиса, который не мог не сказаться на энергопотреблении.

Уже на стадии разработки документа было понятно, что оба сценария сильно завышены. Дело в том, что существует устойчивая зависимость, связывающая рост потребления электроэнергии и динамику изменения ВВП. Так называемый коэффициент эластичности электропотребления по ВВП отражает насколько увеличивается потребление электроэнергии при приросте ВВП на 1% в год. Для России этот коэффициент равен 0,3­0,33. Его значимое изменение возможно только на длительных временных промежутках, сопровождающихся либо сменой технологических укладов, либо опережающим ростом энергоэффективности, либо коренным изменением в структуре экономики. Для тех темпов роста потребления электроэнергии, которые были учтены при разработке Генсхемы, даже по базовому сценарию среднегодовой рост экономики на очень продолжительном этапе должен был составлять около 12­16%!

На фоне стабильного роста электропотребления неуклонное падение темпов ввода новых мощностей, имевшее место в 2001­2009 гг, выглядит действительно угрожающим: спрос возрастал, а возможностей его удовлетворения не становилось больше. Тем не менее, в течение последних 3 лет темпы ввода новых мощностей стабильно растут. Так, в 2011 г было введено 4,7 ГВт, а в 2012 г - 6,1 ГВт новых генерирующих мощностей. Практически весь основной объем вводов, начиная с 2008 г (без учета вводов АЭС и ГЭС), обеспечен механизмом ДПМ, что лишний раз подтверждает выгодность таких договоров для генерирующих компаний.

Анализ итогов реформы электроэнергетики

В соответствии с Постановлением Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики РФ», В качестве цели реформы российской электроэнергетики была сформулирована просто ее функция как отрасли народного хозяйства, а реформирование должно было стать условием выполнения этой функции в будущем. Для сравнения цель нынешней реформы электроэнергетики Великобритании, как она была сформулирована руководителем Министерства энергетики и изменения климата Великобритании Крисом Хьюном (Chris Huhne) : «Нам необходимо двигаться к экономике с низкими углеродными выбросами, при этом свет должен продолжать гореть, а затраты потребителей на него – падать». Интересы потребителей – одна из ключевых озвученных целей реформы в почти самой либеральной экономике мира.

Состояние рыночной среды

Оптовый рынок

Наиболее простым и эффективным способом оценки рыночной концентрации (отсутствия доминирования) является индекс Херфиндаля­Хиршмана (HHI), который рассчитывается как сумма квадратов рыночных долей (в процентах) всех субъектов рынка в общем его объеме и отражает распределение рыночной власти между всеми субъектами данного рынка.

В 2011 году для оптового рынка электроэнергии России в целом индекс принимает значение 629, что соответствует рынку с низкой рыночной концентрацией и отсутствием доминирования. Однако еще в 2008 г этот показатель был равен 540. Несмотря на то, что показатель все еще находится в зоне низкоконцентрированных рынков, очевидна тенденция повышения концентрации на рынке электроэнергии и усиления рыночного влияния некоторых игроков. Наиболее заметным примером процесса повышения концентрации на рынке стало объединение двух оптовых генерирующих компаний - ОГК­2 и ОГК­6.

Однако такая оценка ситуации на рынке электроэнергии и мощности не совсем корректна, так как значительной частью генерирующих компаний владеют одни и те же собственники.

Расчет по отдельным собственникам дает значение индекса в 1 169, что уже соответствует рынку с умеренной концентрацией. Следует отметить, что с 2008 г этот показатель также вырос вследствие процессов укрупнения и консолидации энергокомпаний под контролем нескольких ведущих игроков – тогда он составлял 1020. В структуре собственников следует особенно отметить роль государства. Контролируемые, так или иначе, государством компании вместе занимают более 54% оптового рынка электроэнергии.

Несовершенство условий для конкуренции усугубляется исторически сложившимся территориальным размещением различных типов генерации по ценовым зонам: в первой ценовой зоне (Европа и Урал) преобладает тепловая (в основном, газовая) генерация, во второй ценовой зоне (Сибирь) ведущую роль играет гидрогенерация.

Однако для электроэнергетики оценка доминирования на рынке по стране в целом (по собственникам и даже по ценовым зонам) является не совсем корректной ввиду наличия значительных инфраструктурных ограничений на перетоки электроэнергии.

Поэтому в 2007 г. по инициативе ФАС России были введены новые индикативные зоны антимонопольного регулирования – зоны свободного перетока мощности. Новые ценовые зоны, формируемые по границам зон свободного перетока мощности, определяют регионы рынка электроэнергии, на которых оценивается доминирующее положение поставщика. Масштаб рынка для антимонопольного регулирования в условиях существования всего двух ценовых зон был слишком велик и формировал искаженные индикаторы доминирования, поэтому количество зон для их определения было значительно увеличено.

Второй Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике»:

«Зона свободного перетока электрической энергии (мощности) ­ часть ЕЭС России, в пределах которой электрическая энергия и мощность … могут быть замещены электрической энергией и мощностью … в той же зоне свободного перетока, а замена электрической энергией и мощностью, производимыми на генерирующем оборудовании, расположенном в иной зоне свободного перетока, может быть осуществлена только в пределах ограничений перетока электрической энергии и мощности между такими зонами. При этом совокупные технические характеристики генерирующего оборудования в пределах зоны свободного перетока должны соответствовать требованиям, установленным Системным Оператором и необходимым для обеспечения нормального режима работы соответствующей части энергетической системы».

На основании расчетов, проведенных в рамках оценки рыночной концентрации по индексу Херфиндаля­Хиршмана, можно утверждать, что ни одна из зон свободного перетока мощности не является рынком с отсутствием доминирующего положения кого­то из участников. И лишь две зоны можно назвать рынком с умеренной концентрацией: зона № 8, соответствующая части ОЭС Урала, и зона № 25, объединяющая области Центральной России. Все остальные зоны являются рынками с высокой концентрацией (наличием доминирования).

Розничные рынки

С самого начала реформы было непонятно, каким образом можно внедрить конкуренцию на розничных рынках, где историческая и функциональная роль локальных монополий (бывших АО-энерго) особенно сильна. До сих пор практически во всех регионах энергосбытовые компании, образованные в процессе реформирования АО-энерго (АО-энергосбыты), продолжают действовать в географических границах соответствующего субъекта РФ, а не по группам точек поставки, т.е. фактически в большинстве регионов отсутствует альтернативный гарантирующий поставщик. Доля каждого АО-энергосбыта на рынке своего региона в 2011 г была не ниже 75%, в большинстве регионов - близка к 100%.

Большая часть независимых энергосбытовых компаний, являющихся субъектами оптового рынка, в основном действуют в интересах крупных потребителей. При этом основная масса независимых энергосбытов являются вторичными перепродавцами, приобретая электроэнергию у гарантирующих поставщиков. Как правило, все компании данной группы занимают доминирующее положение на локальных розничных рынках по границам балансовой принадлежности электрических сетей соответствующей сетевой организации.

Значительное количество потребителей просто не имеют возможности выбрать энергосбытовую компанию в виду отсутствия альтернативного поставщика. Это приводит к тому, что энергосбыты становятся локальными монополиями в географических границах сетевой организации, у которой заключен договор на передачу электроэнергии с соответствующей энергосбытовой компанией. И даже эксперимент по «насильному» развитию конкуренции в столичном регионе между компаниями Русэнергосбыт и Мосэнерго был признан неэффективным и быстро прекращен.

Состояние регуляторной среды

Федеральный уровень

Формально в период реформирования отрасли регуляторные функции возлагались на три субъекта: Минэнерго, ФСТ и ФАС. Фактически центром принятия решений было РАО «ЕЭС России». В условиях окончательной реорганизации РАО «ЕЭС России» возникал опасный управленческий, организационный и правовой вакуум. Заполнить его было призвано создание специальной структуры – НП «Совет рынка».

Решение о его создании было принято в 2008 г., т.к. к концу реформы РАО «ЕЭС России» стало очевидно, что:

• государственные органы не готовы перенять функции по управлению отраслью;

• переход к новым рыночным отношениям в электроэнергетике не означает, что «невидимая рука рынка» решит все проблемы, и даже наоборот: необходимость в качественном регулировании отрасли и контроле за органами «саморегулирования» значительно возросла.

Действующее в настоящий момент ОАО «АТС» является дочерней структурой НП «Совет Рынка». «АТС» проводит торги и обеспечивает расчеты между производителями и покупателями электроэнергии. Услуги по проведению финансовых расчетов между участниками оптового рынка электрической энергии предоставляются другой дочерней организацией – «Центр финансовых расчетов». «Совет рынка» призвано выполнять регулирующие функции: создавать единые стандарты работы на рынке, правила функционирования. Функции «Совета Рынка» можно свести к функции оператора коммерческой инфраструктуры и функции согласования позиций участников рынка в рамках нормотворческого процесса. Доминирующее положение в органах управления партнерства занимает государство, контролируя свыше 2/3 голосов. А позиция потребителей электроэнергии представлена крайне слабо. Среди немногочисленных представителей Палаты покупателей в Наблюдательном совете, присутствует ОАО «Русэнергосбыт», аффилированный с компанией­­генератором Enel. Остальные члены палаты являются либо выразителями специфических интересов самых крупных потребителей (Русал, НЛМК), либо сбытовых организаций, чьи интересы не в полной мере совпадают с интересами средних и малых потребителей.

Тем не менее, с 2008 г «Совет Рынка» выполнял важные функции по поддержанию постреформенного status quo, а также являлся связующим звеном между существенной частью участников рынка и государством. В отсутствии четко выраженной позиции государства, которое имело место в постреформенный период, «Совет Рынка» стал фактическим центром формирования политики в области электроэнергетики.

При всех недостатках Совета Рынка в данный момент не существует другого органа, способно квалифицированно осуществлять оперативное нормативное и административное управление структурами оптового рынка. А главный недостаток Совета Рынка, единственный, который является неустранимым – это отсутствие полномочий и ресурсов, которые были у РАО «ЕЭС России» в качестве хозяйствующего субъекта.

Региональный уровень

На уровне регионов ключевые регуляторные функции выполняют региональные тарифные органы – наследники региональных энергетических комиссий (РЭК). Несмотря на строго ограниченный функционал и необходимость руководствоваться в работе методическими указаниями ФСТ России, на результаты работы региональных регуляторов оказывают влияние следующие негативные факторы:

• отсутствие четкой вертикали власти у органов тарифного регулирования;

• ориентиры регионального развития, обозначаемые руководством региона, превалируют над целями и задачами федерального тарифного регулирования;

• небольшой численный состав и/или ограниченная квалификация исполнителей и, как результат, – сравнительно низкое качество экспертизы и аудита инвестиционных программ и затрат участников регионального «тарифного котла»;

• отставание в развитии системы статистического учета от изменения методологии и способов формирования и установления тарифов, приводящее к невозможности качественного отслеживания исполнения тарифно-балансовых решений на уровне регионов федеральными органами власти. Используемые формы статистического наблюдения за ценами на электроэнергию не всегда позволяют достоверно оценить реальный рост цен.

Анализ воздействия реформы на потребителей

Существует несколько критериев оценки реформы электроэнергетики и ее влияния на конечного потребителя.

Стоимость электроэнергии

В 2002 г средние цены для промышленных, бытовых и сельскохозяйственных потребителей были примерно одинаковы (приблизительно 0,7 руб./кВтч). Однако впоследствии цены росли. Так, средние цены на приобретенную электроэнергию за прошедшие с 2002 года 10 лет существеннее всего увеличились для сельскохозяйственных потребителей (почти в 5,5 раз с 0,7 руб./кВтч до 3,8 руб./кВтч).

Для населения цены поднялись почти в 3,8 раза, а для промышленности - в 2,7 раза.

Т.о. снижения или хотя бы стабилизации цен на электроэнергию на прежнем уровне после завершения реформы не произошло. Напротив, за время реформ цена на электроэнергию для промышленных потребителей в России росла в среднем на 10% в год, а в целом за 10 лет стоимость электроэнергии для промышленных потребителей возросла в 2,7 раза и практически достигла показателей США. Цены на электроэнергию для конечных потребителей в странах Евросоюза на данный момент еще далеки от российских, что во многом связано с ощутимо более высокими налогами, однако четко прослеживается тенденция к сближению этих показателей. Так, цены во Франции в среднем растут лишь на 4,5% в год, в Германии – на 7% и только Великобритания близка к показателям роста цен в России – 9,4%.

Цена на электроэнергию за рассматриваемый период для промышленных потребителей в России увеличилась существеннее всего – 2,7 раза против 2,5 раза в Великобритании, 2 раза в Германии и в среднем по Евросоюзу, всего лишь в 1,5 раза во Франции и в 1,4 раза в США. Такие показатели особенно примечательны тем, что во Франции, стране, в которой присутствует фактически одна естественно монопольная корпорация в электроэнергетике – Électricité de France, – наблюдается наименьший рост цен на электроэнергию, что вызывает диссонанс с мнением о том, что низкие цены могут поддерживаться только на конкурентных рынках. Безусловно, более низкие цены во Франции обеспечены высокой долей атомной генерации. Но такая структура установленной мощности могла сформироваться только в рамках грамотного государственного регулирования и целенаправленной государственной политики.

Приблизительно те же тенденции просматриваются и в ценах на электроэнергию для бытовых потребителей. Важно отметить, что более высокая стоимость электроэнергии в странах Европы обусловлена высокой долей импортного топлива для электростанций, а также стимулирующими мерами со стороны государства по развитию альтернативной энергетики, вносящими серьезный вклад в составляющую конечной цены.

Для России, как и для любой другой промышленно развитой страны, низкие цены на электроэнергию – важнейший фактор ее конкурентоспособности на мировом рынке. В том случае, если Россия не хочет оставаться на периферии мировых экономических процессов, необходим качественный скачок в плане нормализации ситуации с ценами на электроэнергию для конечных потребителей.

Доступность и стоимость технологического присоединения

В последнем рейтинге Всемирного Банка об условиях ведения бизнеса в различных странах (Doing Business) по критерию простоты, продолжительности и стоимости технологического присоединения к электрическим сетям Россия располагается на предпоследнем (184 из 185) месте из всех стран (ниже в рейтинге только Бангладеш):

• предпоследнее 184­е место по количеству процедур – 10 (ниже в рейтинге только Украина – 11);

• 180­е место по средней продолжительности – 281 день;

• 139­е место по удельной стоимости подключения (исходя из стоимости, выраженной через средний доход на душу населения) и одно из последних по абсолютной стоимости подключения – более 1300 долл./кВт.

Чрезвычайно высокая удельная стоимость технологического присоединения к электрическим сетям резко снижает инвестиционную привлекательность России и вносит весомый вклад в рост цен на многие продукты и услуги.

Приведем один наглядный пример. Цена двухкомнатной квартиры в Москве, площадью 70 кв. м составляет 7 млн. руб. или 100 тыс. руб./кв. м. Мощность, выделяемая на квартиру, составляет 10 кВт или 13 000 долл. или около 400 тыс. руб., исходя из стоимости, приведенной в исследовании Всемирного Банка. Только стоимость технологического присоединения к электрическим сетям формирует около 6% в цене недвижимости.

Ключевые проблемы электроэнергетики

Сектор генерации и оптовый рынок

1. Отсутствие рыночных механизмов – ДПМ

Системной проблемой генерирующего сектора спустя все годы реформы продолжает оставаться отсутствие естественных рыночных механизмов, стимулирующих предпринимательскую инициативу (читай – новые инвестиции) и конкуренцию за потребителя, способствующих снижению издержек, а с ними и цен. Очевидно, что механизм ДПМ только препятствует решению этой задачи. Он создавался для решения других задач: гарантий выполнения взятых на себя инвесторами обязательств при покупке генерирующих активов в ходе реформы. Но спустя несколько лет его экономический смысл и функционал были окончательно искажены и из средства, гарантирующего государству новые мощности, он превратился в механизм безрискового инвестирования, гарантирующего инвестору возврат капитала за крайне короткие по отраслевым меркам сроки, причем даже в случае простоя мощностей.

В какой­то момент вместо конкуренции за потребителя среди участников ОРЭМ стала наблюдаться активная конкуренция за возможность участия в реализации ДПМ.

На текущий момент объем обязательств по ДПМ составляет около 30 ГВт мощностей, из которых чуть менее трети приходится на «Газпром энергохолдинг».

Механизм ДПМ казался необходимым на переходном этапе реформирования и с функцией гарантий ввода мощностей справился. Но даже с выполнением данной функции не все гладко: имеется накопленное отставание по срокам ввода на уровне 1,5-2 ГВт, а регулярные штрафы по ДПМ компании в любом случае будут пытаться компенсировать на рынке, перекладывая ценовую нагрузку на потребителей.

Главный недостаток ДПМ – весомый дополнительный вклад в рост расходов потребителей на электроэнергию и нерыночные принципы его функционирования, которые обуславливают необходимость пересмотра дальнейших подходов к налаживанию инвестиционного процесса в отрасли.

1. Отсутствие рыночных механизмов – КОМ

К конкурентному отбору мощности со стороны рынка существует два главных замечания:

• неконкурентное ценообразование (price cap, установленный из-за наличия доминирования в большинстве ЗСП);

• и получение тарифа на мощность даже станциями не прошедшими КОМ (т.н. вынужденная генерация).

Примечательно, что одинаковые замечания к КОМ имеются у производителей и потребителей электроэнергии.

Совокупность нерыночного механизма ДПМ вкупе с ошибками прогнозирования и пробелами в территориальном планировании, привели с одной стороны к недостатку мощности в некоторых частях ЕЭС, что приводит к необходимости сохранения вынужденной генерации, и общему перерезервированию мощностей в энергосистеме, с другой стороны.

Такая ситуация имеет прямые негативные последствия как для потребителей, так и для производителей электроэнергии:

• потребители вынуждены оплачивать весь объем излишнего резерва за счет оплаты мощности неэффективных станций;

• искажается перераспределение полного объема выручки между генераторами, и они создаю дополнительную ценовую нагрузку на потребителей:

– снижается КИУМ, прежде всего, тепловой генерации и доля рынка электроэнергии в общей выручке генераторов;

– снижение КИУМ ведет к абсолютному снижению выработки и недополучению прибыли, с одной стороны, и росту удельных топливных издержек из-за снижения эффективности режимов, с другой, что приводит к необходимости повышения ценовых заявок на РСВ.

1. Задолженность на оптовом рынке электроэнергии и мощности

К 29 апреля 2013 года общая задолженность участников оптового рынка немного стабилизировалась и составила 54,6 млрд. руб. Главных причин две: трансляция неплатежей с розничного рынка и действия недобросовестных участников.

Сектор распределения и передачи

Электросетевой комплекс в последние годы обеспечивал основной вклад в рост конечных цен для потребителей, поэтому проблема ускоренного и неконтролируемого роста сетевых тарифов требует первоочередного решения.

Проблемы электросетевого комплекса и причины ускоренного роста тарифов

Ошибки на этапе введения RAB­тарифов

Колоссальное значение на этапе перехода к RAB имела оценка базы инвестированного капитала, от которой зависела подавляющая часть тарифных платежей на будущие годы. Формальные требования к тому, чтобы данную оценку проводили независимые компании, были выполнены. Однако в большинстве случаев результаты данной оценки были завышены. Несмотря на несколько лет, прошедших с момента перехода многих электросетевых компаний на RAB, целесообразно обнародовать детальные результаты оценки базы инвестированного капитала и вынести их на общественное обсуждение.

На этапе введения RAB было допущено огромное множество. Критическая масса недоработок, вылившаяся в опережающий рост сетевых тарифов, уже привела к фактическому наложению т.н. price cap на предельный рост тарифов. Однако большая часть из них уже попала под рассмотрение регулирующих органов и решается в рамках идущей «перезагрузки RAB». С учетом такой позиции государства дальнейшие перспективы данного метода регулирования полностью зависят от того, насколько «перезагрузка RAB» поможет сдержать тарифы. Возможный аудит и пересмотр базы инвестированного капитала, выпавший из внимания регуляторов, является важнейшим резервом для ограничения роста тарифов.

Непрозрачность инвестиционных программ электросетевых компаний

Введение RAB системы тарифообразования вкупе с действующей на региональном уровне котловой системой расчета тарифов породило систему, при которой любые инвестиции вне зависимости от стоимости построенного объекта, его загрузки, целей строительства и использования включаются в тариф и увеличивают тарифную нагрузку на всех потребителей региона.

Дополнительную нагрузку оказывает бесконтрольность расходов на реализацию инвестиционных проектов, приводящая к завышению стоимости их реализации: стоимость одинаковых объектов, построенных силами сетевой компании и промышленной компании для последующей передачи на баланс электросетевой компании, может отличаться в несколько раз т.к. промышленная компания строит объекты за свои средства, а сетевая компания – за средства потребителей.

В 2012 году был начат процесс по расчету типовой стоимости строительства для различных сетевых объектов, в том числе на основании международной практики и стандартов строительства, для целей применения при утверждении инвестиционных программ электросетевых компаний. Данный процесс необходимо довести до конца и распространить стоимостные стандарты на весь круг сетевых компаний. В дополнение к данному механизму целесообразно рассмотреть привлечение к строительству сетевых объектов, особенно не прошедших общественную экспертизу, независимые компании, в т.ч. зарубежные. Это позволит, в том числе, более точно корректировать отраслевые стандарты расценок на строительство во времени, а не просто с использованием системы индексов роста цен.

Непрозрачность деятельности и тарифов местных ТСО, дискриминация РСК в пользу недобросовестных ТСО

Формирование котловых тарифов на региональном уровне местными тарифными органами, не входящими даже в вертикаль подчинения ФСТ России, порождает целый ряд факторов и злоупотреблений, влияющих на рост цен.

Во-первых, качество разработки инвестиционных программ для ТСО еще ниже, чем для РСК. Присутствие частных инвесторов в капитале РСК стимулирует к оптимизации не только текущих расходов, но и инвестпрограмм, т.к. частный инвестор заинтересован в повышении капитализации компании и получении дивидендов.

Во-вторых, на региональном уровне у регулирующего органа зачастую отсутствует возможность надлежащей экспертизы инвестпроектов всех местных компаний. В результате некоторые недобросовестные ТСО строят объекты в зоне ответственности других ТСО, на значительном удалении от своих основных сетей, тем самым «раздувая» инвестпрограмму и увеличивая собственную долю в тарифном котле и снижая долю добросовестных ТСО и РСК.

Отсутствие ответственности со стороны региональных органов власти

Многие сетевые объекты, включаемые в инвестпрограмму и ложащиеся в тариф, строятся по инициативе региональных органов власти, желающих, например, повысить инвестиционную привлекательность некоторых проектов уже готовой инфраструктурой. Значительная часть таких объектов многие годы простаивает сильно недозагруженной.

Последняя миля и другие примеры перекрестного субсидирования

Аренда «последней мили» – это временное решение, которое было принято на этапе структурной реформы и изменения системы тарифообразования в 2004 году. Однако до сих пор не придумано способа ее отмены без резкого негативного влияния на средних и мелких потребителей.

Решение проблемы перекрестного субсидирования, как и других примеров перекрестного субсидирования невозможно до формализации в законодательстве данного понятия. Следующий этап – перечисление всех действующих примеров и механизмов перекрестного субсидирования, его реципиентов и расчета соответствующих объемов «перекрестки» в каждом случае. Только после этого возможна работа по оценке каждого случая перекрестного субсидирования с точки зрения социальной значимости и важности для государственного регулирования экономики, определению возможности его отмены, оценке последствий и разработке конкретных регуляторных решений.

Собственная генерация

Опережающий рост сетевой составляющей в конечной цене все чаще заставляет крупных потребителей строить собственные генерирующие мощности, особенно в тех случаях, когда имеется свободный доступ к газу. Строительство собственной генерации делает целесообразным для таких потребителей максимально возможный отказ от подключения к единой энергосистеме. Проблема на уровне регионального тарифного регулирования усугубляется тем, что выход из «тарифного котла» любого крупного потребителя не снижает необходимой валовой выручки (НВВ) поставщиков, но снижает пул обеспечивающих ее потребителей, что пропорционально увеличивает тарифную нагрузку на остальных потребителей.

Ускоренный рост тарифов вызывает выход потребителей из котла, что вызывает дополнительный рост тарифов для оставшихся и побуждает их на отказ от централизованного электроснабжения.

Розничный рынок

Системная проблема сбытового сектора – та же, что и в генерации, отсутствие реальных стимулов к конкуренции за потребителя. Одна из основных причин - отсутствие возможности у различных энергосбытовых компаний для формирования уникального тарифно-ценового меню и борьбы за потребителя. Существующие на данный момент правила ограничивают деятельность энергосбытов в ценообразовании сбытовой надбавкой, поэтому ценовые условия, как и варианты оплаты, у всех, фактически, одинаковы. В отличие от зарубежных стран, опыт которых стал прообразом для нашей реформы и где энергосбытовые компании имеют возможность предложить потребителю различные «ценовые меню», российские энергосбыты просто не имеют возможности конкурировать за потребителя по цене. Добавим к этому сложность перехода потребителя от одного энергосбыта к другому, а также тот факт, что для любой независимой энергосбытовой компании в качестве бизнеса интересны только крупные потребители, которые генерируют большой и стабильный денежный поток при низких расходах на биллинг.

К 21 апреля 2013 г общая задолженность участников розничных рынков составила уже 160,3 млрд. руб. и в годовом выражении она увеличивается, даже после начала реализации мер ручного регулирования со стороны властей.

Одна из ключевых – существование для ряда потребителей законодательно закрепленной возможности не нести ответственность за неоплату потребленной электроэнергии. В основном к таким «неотключаемым» потребителям относятся предприятия и организации, прерывание электроснабжения которых может быть связано с серьезными социальными или технологическими последствиями. Причина, на наш взгляд, в отсутствии чьей-либо ответственности за происходящее: пока ни один руководитель «неотключаемого» объекта не будет чувствовать риск длительной дисквалификации за систематическую неоплату счетов за потребленную электроэнергию, ситуация с неплатежами на розничном рынке будет ухудшаться и дальше. Также нельзя недооценивать и эффективность финансовых инструментов, способствующих повышению платежной дисциплины: предоплата, банковская гарантия и др.

Выводы

Результаты реформы российской электроэнергетики на сегодняшний день неутешительны: цены для конечных потребителей достигли неоправданно высокого уровня. Потребители, имеющие возможность построить собственную генерацию, все чаще прибегают к этому средству снижения издержек на электроэнергию, хотя общеизвестно, что единая энергосистема, как правило, производит электроэнергию с наименьшей себестоимостью за счет эффекта масштаба и соответствующего снижения себестоимости. Ключевые проблемы российской электроэнергетики были заложены в ходе реформирования отрасли, они носят системный характер и для их решения необходим системный же, комплексный подход.

Системная проблема реформы электроэнергетики – ее неверное целеполагание. Целью реформы должно являться полное удовлетворение спроса с учетом минимизации издержек потребителей на электроэнергию. Привлечение частных инвесторов, модели рынка и их конкретные параметры – лишь возможные инструменты решения этой цели. Любое предложение по реформированию должно обосновываться именно тем, как оно способствует достижению цели минимизации издержек на электроэнергию для потребителя, а не мировым опытом, особенно без анализа его применимости в российских условиях, или чьими­то экономико­мировоззренческими идеалами.

Системная проблема электросетевого комплекса, препятствующая росту его эффективности, а значит и снижению темпов роста тарифов, – его непрозрачность. Непрозрачность, начинающаяся на этапе формирования инвестиционных программ, показателей необходимой валовой выручки (НВВ), продолжающаяся в региональном тарифном котле со всеми действующими механизмами перекрестного субсидирования, и достигающая пика при утверждении тарифов на местном уровне.

Решение этой проблемы находится в нескольких плоскостях:

• необходима большая подотчетность тарифных органов на местах федеральным структурам;

• необходимы действенный общественный и экспертный надзор за указанными процессами;

• необходимо создание четких и действенных механизмов ответственности всех участников, как самих электросетевых компаний, так и потребителей и местных властей;

• необходимо законодательное закрепление понятия «перекрестное субсидирования» и формализация всех его механизмов, реципиентов и расчет соответствующих объемов «перекрестки».

Только при выполнении всех вышеуказанных условии можно начать реальное решение проблемы перекрестного субсидирования там, где «перекрестка» не исполняет функций государственного регулирования и является лишь атавизмом системы тарифного регулирования переходного этапа.

Помимо вышеуказанных системных мер необходимо продолжать начатый процесс по типологизации стоимости инвестпроектов в сетевом комплексе и расчету тарифов с учетом обоснованности инвестиций и загрузки объектов. Также критически важным является наведение порядка на уровне регионального регулирования и формирования котловых тарифов: экспертиза «котла» и исключение из него сетей монопотребителей, секвестр необоснованно используемых льгот на технологическое присоединение и др.

Необходимо отметить, что многие актуальные проблемы электросетевого комплекса достаточно четко сформулированы в недавно представленной Стратегии его развития, поэтому на данном этапе необходимо лишь, чтобы ее реализации шла намеченным путем.

Системной проблемой генерирующего сектора спустя все годы реформы продолжает оставаться отсутствие механизмов, стимулирующих предпринимательскую инициативу и конкуренцию за потребителя, способствующих снижению издержек, а с ними и цен.

Очевидно, что ДПМ препятствует решению этой задачи – он создавался для решения других задач, к тому же, исходя из ложных представлений о перспективном спросе на электроэнергию и мощность. Использование нерыночного механизма ДПМ вкупе с ошибками прогнозирования привели к перерезервированию мощностей в энергосистеме, который приводит одновременно к переплате со стороны потребителей и к недополучению возможной прибыли со стороны генераторов. Предлагаемая в качестве основной альтернативы модель двусторонних договоров – конечно не лишена недостатков, ключевой из них, по мнению многих, то что прямой выигрыш от ее введения получат только крупные потребители. Но при сохранении механизма ДПМ положение малых и средних потребителей вряд ли окажется лучшим, чем в условиях новой модели. К сожалению иных, реальных способов переломить ситуацию на рынке в пользу потребителей на сегодня нет: продление действия ДПМ будет означать лишь усиление позиций определенной части генераторов, за счет всей остальной экономики, и, в первую очередь промышленности, в особенности за счет таких ключевых для нее отраслей как, например, металлургия или химическая. Безусловно, новой модели еще предстоит пройти горнило как экспертных, так и общественных обсуждений, многочисленных согласований в министерствах и ведомствах. Очевидно одно: без модернизации рынка в пользу потребителей, у рынка нет будущего – не будет потребителей. Уже сегодня предприниматели задумываются о переносе производственных мощностей за рубеж. Дальнейший рост цен в электроэнергетике лишь заставит перейти промышленников от таких замыслов к их воплощению. Кто же тогда будет покупать электроэнергию если в России не станет промышленности? Кто выиграет от этого?

Системная проблема сбытового сектора – та же, что и в генерации, отсутствие реальных стимулов к конкуренции за потребителя. Тем не менее, проблема, которая может стать системной проблемой №1 в секторе, – платежная дисциплина. И это уже признано на самом высоком уровне. Решение у нее только одно – ужесточение ответственности и ее неотвратимость. Неприкасаемых быть не должно: да, не платит за электроэнергию конкретный «неотключаемый» водоканал, но у этого предприятия есть конкретное руководство, и именно оно должно нести персональную ответственность за действия подконтрольного ему предприятия, возможно в виде дисквалификации с запретом занимать руководящие должности в течение нескольких лет, а на «неотключаемых» предприятиях – пожизненно.

И, наконец, системная проблема государственного подхода к регулированию инфраструктурных отраслей – сохраняющееся на государственном уровне слабое внимание к тому факту, что чем более либерализованной и сложной становится система отношений в экономике, тем сильнее она нуждается в эффективном государственном регулировании. В настоящий момент сохраняется возможность использования пробелов в системе госрегулирования для получения необоснованных прибылей в электроэнергетике. Необходимо обратиться к мировому опыту и разработать критерии допустимой рентабельности для всей цепочки поставщиков электроэнергии и методы дальнейшего регулирования неадминистративными методами.

Все эти проблемы решаемы, но при условии полноценной вовлеченности в их решение государства. Именно рост качества и эффективности государственного регулирования в естественно-монопольных отраслях в целом, и в электроэнергетике в частности, является необходимым условием их дальнейшего успешного развития в интересах всей российской экономики.