На Всероссийском семинаре-совещании Федеральной антимонопольной службы в Ялте обсудили важную тему влияния регулирования, в том числе тарифного, на развитие и конкурентоспособность отечественной электроэнергетики. Почему страна сделала первый запланированный шаг и медлит со вторым — в материале «Известий».

20 лет спустя
Электроэнергетика начиная с 2000-х годов решает задачу привлечения инвестиций в генерацию и повышение эффективности производства. Для реализации этой задачи был выбран путь ее реформирования, основанный на разделении вертикально интегрированных компаний — АО-энерго, выделении конкурентных видов деятельности с последующим привлечением инвесторов.

— Давайте вспомним, цель была — привлечение в отрасль частных масштабных инвестиций. И первый шаг для привлечения инвестиций мы как страна сделали, — подчеркнула в своем выступлении председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина. — Десятилетие назад мы разделили естественно-монопольные виды деятельности, запустили рынки: рынок на сутки вперед (РСВ), балансирующий рынок, конкурентный отбор мощности. Тем не менее, несмотря на реформирование энергорынков, второй важный шаг мы не сделали.

Речь идет о развитии конкуренции на рынках электроэнергии и мощности как источника новых инвестиций в отрасль. Текущая ситуация — 20 лет спустя — это подтверждает. Так, на оптовом рынке в структуре реализации электроэнергии и мощности по сегодняшний день сохраняется значительная доля регулируемых договоров (РД). По сути, эти средства — это субсидия потребителям за счет генерации, которая могла быть направлена на повышение энергоэффективности производства электроэнергии.

— Нельзя забывать, что есть еще «перекрестка», которая лежит на генераторах, которые, по сути, субсидируют потребителей в регионах РД. А цены по РД на электроэнергию в среднем в два раза ниже свободных цен. Недополученная выручка генерации составляет порядка 70 млрд рублей в год, упущенная выгода генераторов за 10 лет оценивается более чем в 700 млрд рублей, — отметила Панина.

В структуре стоимости мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности на долю нерегулируемого сектора — КОМ (конкурентный отбор мощности. — «Известия») приходится всего лишь 20% от всей стоимости мощности (или около 9% в выручке всего ОРЭМ). Притом что за счет выручки в КОМе содержатся 80% всех генерирующих мощностей. Сама же цена КОМа, по сути, регулируемая величина — его параметры устанавливаются правительством РФ.

И наконец, основной рыночный механизм сектора электроэнергии — рынок на сутки вперед (около 46% выручки всего оптового рынка) — характеризуется низкой волатильностью своих ценовых индикаторов вследствие сохраняющегося регулирования (обязательное ценопринимание на часть объема, подача заявки исходя из топливных затрат, снижение объема оптимизируемой генерации из-за режимных ограничений). Это, в свою очередь, стало причиной крайне низкой востребованности механизма свободных двусторонних договоров — в 2019 году их доля в первой ценовой зоне составила 0,93%.

Как привлечь инвестора
Основные инвестиции в генерацию за последние 10 лет были реализованы за счет внедренных на оптовом рынке дополнительных механизмов в рамках рынка мощности — договоров, гарантирующих возврат вложенных инвестиций (ДПМ ТЭС, АЭС/ГЭС и ВИЭ, КОМ НГО).

Так, запущенная в 2011 году программа договоров предоставления мощности (ДПМ) ТЭС стала одним из самых масштабных инструментов привлечения инвестиций в российской экономике. Благодаря ДПМ получили развитие отечественное энергетическое машиностроение, проектная и строительная отрасли. Инвестиции в отрасль составили более 1,3 трлн рублей. Прирост ВВП — около 2 трлн рублей, налоговые поступления — более 600 млн рублей, введено 136 объектов генерации (91 новый и 45 модернизированных) мощностью почти 30 ГВт. За счет повышения эффективности производства электроэнергии — удельный расход условного топлива снижен на 21 г — произошло замедление темпа роста цен на электроэнергию, отставание темпов роста цены на электроэнергию на РСВ от темпов роста цен на газ на 75 процентных пункта за период с 2008 по 2018 год.

— Если сравнить отрасли промышленности, мы (генерирующие компании. — «Известия») с точки зрения чистой прибыли, которую направляем в инвестиции, лидируем, — говорит Панина. — Средства, которые мы получаем, мы направляем именно в развитие электроэнергетики, в наш ВВП, в наши рабочие места. Мы очень ответственно инвестируем.

По данным «Совета производителей энергии», электроэнергетическая отрасль тратит на долгосрочные инвестиции в 2–3 раза больше, чем компании других отраслей. В выступлении Александры Паниной отмечается, что в 2018 году энергетики инвестировали 2,3 рубля на 1 рубль чистой прибыли, в то время как предприятия по добыче полезных ископаемых — 0,4–0,5 рубля, металлурги — 0,4 рубля на 1 рубль чистой прибыли.

Сегодня нельзя завтра
— Инвестировать необходимо, потому что наша энергосистема устаревает, — подчеркивает Александра Панина. — Надо развиваться, надо делать более прогрессивные проекты, решать задачи по локализации современных ПГУ. Нельзя игнорировать международные требования по экологии, государственные национальные проекты: чистый воздух, чистый город. Нам нужно развиваться. Инвестиции нужны, но источника для этого у нас на рынке не видно.

Необходимость инвестировать уже сегодня очевидна. Средний возраст отечественной генерации составляет 35 лет, что выше показателей в энергетике других стран: США — 30 лет, Германии — 24 года, Японии — 17 лет. К 2030 году без программ модернизации энергомощностей средний возраст генерирующих мощностей в России достигнет 44 лет.

Выбор есть. Либо инвестировать через рыночные механизмы, в этом случае необходимо развивать конкуренцию: снимать ограничения на заявки в РСВ, внедрять механизм двусторонних договоров, постепенно проводить либерализацию рынка тепла с компенсаторными механизмами (социальная норма, адресные субсидии отдельным категориям потребителей). Либо инвестировать через регуляторные контракты, специальные механизмы с максимально публичным обсуждением и прозрачными критериями отбора проектов.

Сигналы для инвестора
Очевидно, что для привлечения инвестиций в электрогенерацию через рыночные механизмы необходимо расширять конкурентный сегмент, который должен работать по свободным рыночным ценам. Именно свободные рыночные цены создают сигналы для инвестора: их можно спрогнозировать, понять — где необходимо инвестировать, а где не нужно, сформировать долгосрочные инвестиционные программы и развивать национальную энергетику.

— Рыночная цена должна отражать периоды, когда электроэнергия дешевая и когда дорогая. Но средняя цена, которая сложилась в 2019 году, в первой ценовой зоне была 1,2 тыс. рублей за 1 МВт·ч и демонстрировала практически полное отсутствие волатильности. То есть рыночные механизмы есть, но они не работают в полной мере, — отмечает Александра Панина.

Однако если учесть отставание темпов роста цены на электроэнергию на РСВ от темпов роста цен на газ (на 77 процентных пунктов за период с 2008 по 2018 год), то реализация инвестиционных проектов в электроэнергетике без специальных надбавок к цене на мощность практически невозможна.

Спорный вопрос
Так называемые надбавки, которые, по сути, являются продолжением тарифного регулирования, составляют значительную часть конечной стоимости электроэнергии на оптовом рынке. Значительная роль государственного регулирования — вынужденная мера, поскольку в настоящее время фактически отсутствуют эффективные инвестиционные рыночные механизмы. Альтернатива — эволюционное развитие конкуренции на энергорынках. Однако пока текущие правила оптового рынка электроэнергии и мощности не позволяют учитывать инвестиционную составляющую, без надбавок в отрасли просто не обойтись.

— Хочу обратить внимание на мировой опыт: не все инвесторы за рубежом инвестируют только на основании рыночных сигналов, — говорит Александра Панина. — Например, в Китае отрасль регулируется государством и инвестиции в электроэнергетику осуществляются без рыночных сигналов. В США существуют специальные регуляторные механизмы, аналоги того, что мы называем надбавками, аналоги наших ДПМ (механизм возврата инвестиций с гарантированной доходностью за счет дополнительной надбавки к оптовой цене. — «Известия»).

Рынок не ставит вопрос о полном отказе от надбавок, отмечая необходимость продолжать инвестиции в развитие сектора электроэнергетики, но считает целесообразным упорядочить процедуры введения надбавок к рыночной цене, выработать четкие критерии, обосновывающие их необходимость. А также рассматривать любую форму нерыночных надбавок компетентным органом государственной власти с последующим контролем достижения целей выгодоприобретателем.

— Мне кажется, что принятие решений о надбавках нужно сделать максимально публичным, — отметил в своем выступлении председатель правления ассоциации НП «Совет рынка» Максим Быстров. — Прежде всего можно выносить их на рассмотрение президентской комиссии по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности, на заседаниях которой присутствуют все субъекты энергетического комплекса, представители Госдумы и губернаторского корпуса. Вторая площадка — правительственная комиссия по энергетике. И третья — Госсовет РФ. На каждой из этих площадок можно публично обсудить все предложения и сформировать взвешенное решение.

Наиболее существенным в дискуссии по надбавкам в «Совете рынка» считают обсуждение целевой модели, а именно проведение технологически нейтральных конкурсов, не зависящих от типа генерации. И признают необходимость отказа от тех надбавок, которые не связаны с развитием рынка электроэнергетики.

Известия