Вопрос эксперту

Государство постепенно уходит от прямого регулирования энергетики и ЖКХ, предпочитая заниматься косвенным регулированием через воздействие на рыночные механизмы функционирования отрасли. И если в ЖКХ рыночная реформа еще далека от завершения, в теплоснабжении еще только-только начинается, то в электроэнергетике реформы в целом завершены, рынки сформированы, цены – свободные. О том, что это дает отрасли в целом и конкретно потребителям Мурманской области в 2011 году рассказал президент компании «КРЭС-Альянс», занимающейся стратегическим управлением основных поставщиков электроэнергии в Мурманской области ОАО «Колэнергосбыт» и ООО «КРЭС», Алексей Преснов.

 

Алексей Викторович, в 2010 году так называемый переходный период в электроэнергетике завершился. Очевидно, что для энергетиков это означает кардинальные перемены. Каковы итоги реформы? Можно ли сказать, что она в основном успешно завершена, и рынок в электроэнергетике восторжествовал? 

 

Да, 2010 год стал последним официальным годом реформирования электроэнергетики. Суть его заключалась в переформатировании отрасли из тотальной монополии, построенной в советские времена, в рыночную структуру, адаптированную к работе в современной экономике, где ценообразование происходит по законам спроса и предложения с различными ограничениями технологического, социального и политического характера. Все остальное – привлечение в отрасль инвестиций, обновление основных фондов, сдерживание роста цен, создание механизмов конкуренции – это производные цели и задачи реформы, которая, повторюсь, должна коренным образом изменить электроэнергетику страны, приспособить ее к тому самому модернизационному развитию, о котором так много говорится в последнее время. Термин «модернизация» в данном случае означает не что иное, как создание в стране современной электроэнергетической отрасли. А современная энергетика в современной экономике может быть только рыночной.

 

Удалось ли провести успешную реформу электроэнергетики в нашей стране, с учетом вышесказанного?

 

На первый взгляд основные цели реформы выполнены. Монополия в виде РАО ЕЭС России, ликвидирована еще в 2008 году. За годы реализации реформы, начиная с 2003 года проведено разделение энергетики на конкурентные и монопольные виды бизнеса, созданы модель и инфраструктура оптового рынка, в отрасли работают частные генерирующие и сбытовые компании, а цены на электроэнергию, за исключением поставок населению, с 1 января 2011 года стали полностью свободными.

Однако если присмотреться к итогам реформы, мы увидим, что большинство генерирующих компаний так или иначе вновь принадлежат государству, более того в последний год процессы огосударствления в генерации перекинулись и на основные сбытовые активы. Само по себе это было бы приемлемо, если бы государственные компании по своей природе не имели такой стойкой приверженности к монополизму, ради разрушения которого реформа и затевалась. Мы увидим, что цены на оптовом рынке - так называемые спотовые цены - формируются по непрозрачным и довольно странным механизмам, при которых цена закрытия рынка фактически определяется заявками от самых дорогих и неэффективных электростанций, поставляющих не более 10% объема электроэнергии на рынок. Это означает, что неэффективные электростанции за счет потребителей полностью возмещают свои затраты с небольшой рентабельностью, а остальные эффективные с точки зрения издержек станции получают сверхприбыль. При этом работают и те, и другие, ведь загрузка станций определяется не столько заявками потребителей и ценовым спросом, сколько диспетчерским графиком, ориентированным в основном на надежность и бесперебойность энергоснабжения: рынок и цены для системного оператора дело вообще десятое.

Еще одна составляющая стоимости генерации это цена на мощность, отражающая постоянные затраты станций, в том числе и на избыточное резервирование, а также затраты на их реновацию и инвестиции. Стоимость мощности занимает в совокупной цене генерации около 40% и формируется практически директивным путем по таким сложным и запутанным методикам, которые часто не понимают до конца сами их авторы. В 26 из 29 зон свободного перетока, то есть зон, где электроэнергия физически может поставляться любому потребителю, действуют ограничительные уровни (price caps) по ценам на мощность, установленные ФАС России. Причина – слабая конкуренция между производителями электроэнергии или ее фактическое отсутствие. Новая мощность, то есть новые строящиеся электростанции продаются исключительно по административным схемам: физического и экономического смысла конкретным потребителям и сбытовым компаниям строить ту или иную электростанцию по "привязанным" (а точнее навязанным) им, так называемым договорам предоставления мощности (ДПМ), как правило, нет.

Результат такого формирования «свободных» цен на электроэнергию на оптовом рынке известен: совокупная стоимость 1 МВт•ч генерации у нас сравнялась с американской и быстро догоняет европейскую, при том, что цены на основные виды топлива – газ и уголь – у нас вдвое ниже американских и втрое ниже европейских. Крупным потребителям оказывается дешевле строить собственные энергомощности, чем покупать энергию на рынке. И процесс, как говорится, пошел: структуры UK RUSAL уже начали «ломать через коленку» всю конструкцию долгосрочного рынка мощности, не успевшего еще толком заработать.

На розничном конце рынка – там, где работают сбытовые компании ситуация еще хуже: внятной конкуренции так и нет. Гарантирующие поставщики с одной стороны этакие феодальные бароны-монополисты, к которым привязаны крепостные потребители, а с другой – обязаны снабжать сирых и убогих (прежде всего, население и неплательщиков в ЖКХ) по самым низким ценам. А тех, кто реально платит – заставлять платить еще больше. В результате все, кто может и хочет, а это крупные, так называемые квалифицированные потребители, стараются правдами и неправдами попасть на оптовый рынок, в надежде, что там будет легче и сытнее. На самом деле там не всегда сытнее и уж точно не легче, но своим уходом они еще больше ухудшают структуру оставшихся потребителей у ГП, что в свою очередь увеличивает нагрузку на оставшихся добросовестных плательщиков. И так по кругу, пока в перспективе ГП не останется с населением и ЖКХ. В поисках выхода из положения ГП создают себе конкурентов – теней, сливают туда лучших потребителей, а сами продолжают трубить о своей тяжелой доле на всех углах, прекрасно понимая, что в такой модели заменить их некем.

В сетях свои трудности – они воюют со сбытами, им хочется побыть немного генераторами, чтобы сбыты и их потребители платили им за сам факт их существования, то бишь за мощность. Но по вышеперечисленным причинам денег обычно не хватает заплатить даже за реально оттранспортированные кВтч, что уж говорить о ставке за мощность. С другой стороны, есть серьезные проблемы и с величиной их тарифов, особенно при применении системы доходности на инвестированный капитал. Значительную часть сетевого тарифа в этом случае составляют инвестиционные программы, разработанные самими сетевыми компаниями и утвержденные в регионах. Но в сегодняшней системе регионального планирования такие программы зачастую увязаны не с реальными нуждами и запросами потребителей, а с громадьем «маниловских» планов местных властей.

Но все же главной проблемой построенного рынка электроэнергии и мощности, на мой взгляд, является его почти «полная независимость» от потребителей как таковых. Потребители, особенно средние и малые, в конечном счете, оплачивающие весь «банкет», практически не участвуют в формировании цен. И это самый печальный итог реформы.

 

Что Вы можете сказать об особенностях текущего года? Какова структура цены на электроэнергию, каков будет ее рост по сравнению с прошлым годом?

 

На начало 2011 года по зоне деятельности гарантирующего поставщика ОАО «Колэнергосбыт» сложилась следующая структура конечной цены на электроэнергию. Доля средневзвешенной свободной цены на электрическую энергию (мощность) в конечной цене составляет 61,5%, из них 33,8% – стоимость электрической энергии, 27,6% – стоимость мощности (в 100% средневзвешенной свободной покупной цены доля электроэнергии составляет 55%, мощности – 45%). В конечной цене доля услуг по передаче составляет в среднем 35,9%, доля инфраструктурных услуг – 0,12%, доля сбытовой надбавки – 2,45%. Как видим, вклад гарантирующего поставщика в формирование цены крайне ограничен: если бы ГП мог снизить свой тариф, то на конечную цену это почти не повлияло. По этой же причине и ценовая конкуренция на розничном рынке без его влияния на цены оптового рынка бессмысленна: сбытовые компании, покупая на оптовом рынке электроэнергию и мощность, будут биться между собой в пределах 1-1,5% конечной цены. С другой стороны, во многих регионах, а в Мурманской области особенно, исторически сложилось так, что сбытовая надбавка сама по себе и близко не обеспечивает реальные затраты на сбытовую деятельность крупных поставщиков. Они выживают на рынке за счет так называемых дополнительных доходов, возникающих при трансляции оптовых цен на розничных потребителей. Именно поэтому, если складывать составляющие стоимости электроэнергии в генерации, транспорте и сбыте, то результат, почти наверняка, окажется ниже той цены, которую потребитель видит в своем счете.

С учетом того, что средневзвешенные цены на электроэнергию в регионе по нашим прогнозам вырастут существенно, где-то в пределах 30% по сравнению с 2010 годом, думаю, будет нелишним более подробно рассмотреть механизмы ценообразования на розничном рынке. Сбыт покупает электроэнергию на оптовом рынке по своим границам как единое целое, с учетом заявленной максимальной мощности. Генераторы продают всю заявленную электроэнергию по максимальным ценам и с относительно ровным графиком, не требующим затратных пусков и остановок агрегатов. Этот график подтверждается почасовым учетом на границах его деятельности и потребление идет по определенному профилю: пики и полупики приходятся на утренние и вечерние часы, ночью, когда все спят, нагрузка значительно ниже. Но этот график складывается из графиков работы энергооборудования каждого потребителя в данной зоне, который заявляет свою собственную мощность. Если у потребителя есть почасовой учет, то его заявка напрямую учитывается гарантирующим поставщиком при планировании потребления и подаче заявок на оптовый рынок. Если же у потребителя нет почасового учета, сбыт сам прикидывает его график потребления исходя из своих статистических данных и математических моделей, и подает эти данные в общей заявке на рынок. Расчеты между потребителем и сбытом в этом случае ведутся с применением так называемого ЧЧИМ – числа часов использования мощности в году. Чем больше ЧЧИМ, то есть чем больше часов в году потребитель использует свое оборудование, а, значит, имеет более ровный график нагрузки, тем меньше он платит. И наоборот, чем более рваным является график потребления, чем меньше часов в году используется оборудование, тем больше потребитель платит, ведь для обеспечения такого графика нужно периодически снижать или набирать мощность генераторов, заявки ГП становятся менее точными, и отклонения приходится оплачивать на дорогом балансирующем рынке. Так как в любом случае вероятность совпадения максимума нагрузки в графике ГП и отдельного потребителя при отсутствии почасового учета крайне мала, то получается, что ГП покупает на рынке мощности в итоге меньше, чем ее продает сумме своих потребителей с разным ЧЧИМ. Возникают дополнительные доходы. Суть этой политики в том, что таким образом сбыт косвенно заставляет потребителей ставить почасовой учет и более равномерно загружать свое оборудование. Если этого не делать, то ни о каком энергосбережении и энергоэффективности говорить не приходится. Другое дело, что это никак не влияет на цену генераторов. Парадоксом этой модели является и то, что если все потребители вдруг «поумнеют» и начнут планировать свое потребление, то у сбыта вовсе не останется дополнительных доходов, а на утвержденную сбытовую надбавку тот же Колэнергосбыт «протянет ноги» в течение полугода.

 

Вы считаете, что средств заложенных в ваш тариф недостаточно?

 

Абсолютно недостаточно. В 2010 году благодаря описанным выше механизмам трансляции и грамотной работе на рынке у нас образовались дополнительные доходы. В результате мы смогли не только нормально жить, но поддерживать почти 100-процентный уровень платежей на оптовый рынок. И это несмотря на то, что на розничном рынке собираемость составила около 92% (основные неплательщики – население, предприятия ЖКХ и исполнители коммунальных услуг, совокупный просроченный долг которых сегодня уже превысил 1,7 млрд. руб. и продолжает расти). В этом году таких дополнительных доходов не ожидается. Более того, недавно премьер–министр Путин заявил в Оренбурге, что все ЧЧИМ для предприятий малого и среднего бизнеса отменят, вернее ниже 5000 часов в году их не будет. Если это будет реализовано, то помимо ликвидации последних стимулов к энергоэффективности на рынке будут ликвидированы и дополнительные доходы сбытов, а, значит, большинство из них просто не сможет выполнять свои функции по сбору денег. Потому что только в прошлом году Колэнергосбыт, например, за счет дополнительных доходов закрыл брешь в расчетах на рынке в 300 млн. руб., купив для населения электроэнергию по дорогим спотовым ценам рынка на сутки вперед (РСВ) и продав ее по одним из самых низких тарифов в стране. На организацию сбыта по зоне Колэнергосбыта нужно примерно 600-700 млн. руб. в год. Эта цифра подтверждена многолетней практикой и варьируется только на величину инфляции и каких-то капитальных расходов. А в сбытовой надбавке у Колэнергосбыта с КРЭС никогда не было больше 450-460 млн. руб. Остальные средства появлялись в виде дополнительных доходов и расчетов при тарифном регулировании. В 2010 году в сбытовой надбавке осталось только 250 млн. руб., 130 млн. руб. было подарено потребителям при лишении КРЭС статуса ГП: эти средства заступившему на его место Колэнергосбыту не передали. Хорошо, что 2010 год выдался в целом неплохим: дополнительные доходы и грамотная работа персонала позволила закончить его с хорошей прибылью. На 2011 год нам вроде бы увеличили надбавку до 495 млн. руб., но с учетом прогнозируемых выпадающих доходов в 94 млн. руб. по населению, и 70-80 млн. руб.из-за ухода на опт КАЗ-СУАЛ, в реальности мы в лучшем случае соберем 300 с небольшим миллионов. Дефицит средств составит 50% при самом сдержанном варианте развития. Вся надежда на доп. доходы при трансляции, да еще может КРЭС заработает что-то как биллинговый центр. Но эти средства в КРЭС идут от исполнителей коммунальных услуг, которые в свою очередь должны получить их от населения, а там все непросто. Люди не понимают, почему они должны платить за расчеты по распределению электроэнергии между ними в многоквартирном доме, ведь раньше это было бесплатно, хотя на самом деле, благополучно сидело в тарифе за кВт•ч. А сейчас не сидит, но внятно объяснить это людям уполномоченные лица почему-то стесняются.

 

Вы сказали, что рост цен на электроэнергию в области составит в среднем 25%. Но федеральные власти говорили о 13-15%? Получается у нас рост гораздо больше?

 

На самом деле данные по росту 13-16%, опубликованные на сайте Минэкономразвития, носят оценочный характер и не являются каким-то нормативом, который нельзя превышать. К тому же это средние показатели по стране. У нас в области сегодня сложилась ситуация, при которой даже рост в 30% является недостаточным. Чтобы ситуация с платежами на оптовый рынок начала стабилизироваться региону нужен был рост в 2011 году около 40%. Тогда мы вышли бы на средние показатели стоимости электроэнергии по европейской части страны – Первой ценовой зоне, в которой мы и находимся. Если бы наше население платило не 1,91 руб. за кВтч, а скажем, 2,50 руб., то можно было бы ограничиться 35-процентным ростом нерегулируемых цен для предприятий. Тариф 2,50 руб. – это вполне средний тариф для населения в европейской части страны, и многие регионы с доходами населения существенно ниже наших, такой тариф оплачивают. И занимаются реальным, а не бумажным энергосбережением. А мы погрязли в популизме и привыкли прятать головы в песок или, вернее, в снег. Сегодня области нужен или рост в 40% или субсидии из центра. А пока у нас есть недостаточный рост в 30% и отсутствуют субсидии, которых другие регионы добились, пока мы занимались эфемерным переходом в неценовую зону. Если мы не найдем решения в течение этого года, ситуация может усугубиться настолько, что станет неуправляемой. Нужно помнить, что чудес в рыночной экономике не бывает, а в монопольно–рыночной, как у нас, тем более. И там, и там за все платит конечный потребитель, просто в одном случае он имеет возможность влиять на процесс, а в другом процесс полностью влияет на него.

 

Рост в 30 % - это средний? Для кого-то этот рост будет выше? 

 

Вы правы. К сожалению выше рост будет для более слабых – малого и среднего бизнеса.

 

Что делать? 

 

Не прятать голову в песок, а решать проблемы. И на розничном рынке, и на оптовом. То, что созданный рынок в долгосрочной перспективе работать не будет - уже ясно всем непредвзятым экспертам. Значит, его надо перестраивать, делать более конкурентным, и мы, я имею в виду КРЭС-Альянс, по мере сил этим занимаемся. Но это не означает, что в регионе можно принимать решения, которые не только не убирают проблемы, но, наоборот, загоняют их вглубь. Все знают, что в области существует проблема тарифных дисбалансов в энергоснабжении ЖКХ, что является основным источником неплатежей на оптовый рынок. Эта проблема в обозримом будущем может решаться только путем внешнего субсидирования, а накопленные невозвратные долги могут быть возвращены только через тариф или путем их списания. Для списания долгов нужно согласие всех участников цепочки энергоснабжения: генераторов, сетей и сбыта. Сбыт с долей в стоимости долгов в 2,5% не может отвечать за остальных. Исходя из этой логики и должны приниматься и соответствующие тарифные решения. Пока этого в области не наблюдается.

 

Олеся Иванова, EnergyLand.info