Проблемы отечественной электроэнергетики остаются нерешенными

Глава комитета по энергетике Павел Завальный провел в этом году уже не одно заседание по вопросам незавершенной реформы электроэнергетики. Фото с сайта Государственной думы РФ

6 ноября в Государственной думе прошел правительственный час с министром энергетики Александром Новаком, посвященный состоянию и перспективам развития электроэнергетики. Председатель комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный сформулировал свое видение этого вопроса.

Электроэнергетика остается наиболее сложной отраслью ТЭКа, в том числе в части нормативного обеспечения эффективности и надежности ее работы.

Сегодня электроемкость российского ВВП составляет более 4%, и, по оценкам специалистов, в 2020 году она может составить уже 4,3%. Объем перекрестного субсидирования превышает 400 млрд руб. с тенденцией к росту, на протяжении последних лет рост тарифов устойчиво шел выше инфляции, платежная дисциплина находится на недостаточном уровне.

Конкуренция на оптовом рынке, формирование которого считается одним из наиболее заметных итогов реформы электроэнергетики, ограничивается при помощи разного рода искусственных механизмов, таких как межрегиональная перекрестка и ДПМ, развитие ВИЭ и мусоросжигающих заводов. На сегодня конкуренция составляет менее 50%, на розничном рынке электроэнергии она фактически отсутствует, работа сетевого комплекса далека от эффективности. Можно сказать, реформа заморожена.

Я убежден, что без ее продолжения, без решения проблемы перекрестки, без формирования истинно рыночных механизмов и подлинной конкуренции невозможно обеспечить требуемое качество и адекватную стоимость электроэнергии для роста российской экономики.

Каковы основные проблемы, решение которых позволит достичь целей надежного и эффективного обеспечения российской экономики электроэнергией?

Проблема номер один – перекрестное субсидирование. Оно искажает экономику отрасли, делает практически непрозрачной структуру формирования цены на электроэнергию, не дает развиваться конкуренции, дает неверные сигналы для развития распределенной генерации (развивает собственную генерацию у крупных потребителей и подавляет генерацию на низком напряжении в розничном рынке). В условиях сдерживания стоимости электроэнергии не выше инфляции это не дает развиваться самой отрасли, снижает ее инвестиционную привлекательность.

Этой теме в последние полтора года было посвящено два экспертных мероприятия: круглые столы 25 мая 2018 года и 19 ноября 2018 года. Комитет неоднократно рекомендовал правительству для начала разработать и внедрить методологию учета объемов перекрестного субсидирования в электроэнергетике, позволяющую затем предельно обоснованно и прозрачно учесть все виды и размеры перекрестного субсидирования в отрасли с целью ее ограничения и ликвидации.

Однако ничего из рекомендованного не сделано. В федеральных органах исполнительной власти – разные методики оценки объема перекрестки и соответственно разные подходы к разработке механизмов ее ликвидации. По оценке Минэкономразвития России, объем перекрестного субсидирования в электроэнергетике в 2018 году составляет более 402 млрд руб., по оценке Минэнерго России – 313 млрд руб., ФАС учитывает только перекрестку в тарифах на передачу электроэнергии – 220 млрд руб. Решения, которые были приняты ранее правительством по ее ограничению, не исполнены. Новых актуальных решений в отношении определения предельно допустимого уровня и сокращения перекрестного субсидирования нет.

Завышенные цены на электроэнергию, связанные с перекрестным субсидированием, ограничивают темпы развития промышленности, выступают сдерживающим фактором развития российской энергетики и экономики в целом, в особенности среднего и малого бизнеса и сельского хозяйства. Ежегодные потери ВВП страны от перекрестного субсидирования, по разным оценкам, составляют от 0,6 до 0,8% при его общем росте не более 2% (в 2,3% в 2018-м).

Сегодня перекрестное субсидирование на оптовом рынке сосредоточено в нескольких сегментах и лежит нагрузкой на производителях и потребителях электроэнергии – субъектах оптового рынка.

Производители несут бремя перекрестного субсидирования на оптовом рынке через регулируемые договоры (РД). Доля по РД составляет в пределах 35% от балансовых объемов поставки. Предполагалось, что объем электроэнергии (мощности) по РД будет снижаться, вплоть до 100% либерализации. Однако в реальности он только увеличивается.

Платежи за мощность по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) на оптовом рынке электроэнергии растут с темпом около 18% в год, к 2020 году суммарный платеж по ДПМ составит около 600 млрд руб. В ближайшие годы суммарная нагрузка только от межтерриториального и межотраслевого перекрестного субсидирования через надбавку к цене мощности составит более 232 млрд руб. в год, включая оплату строительства неэффективных с точки зрения электроэнергетики объектов на основе ВИЭ, мусоросжигательных заводов и межтерриториального субсидирования тарифов на электроэнергию. То есть, решая частные задачи, мы не достигаем основной цели – роста экономики страны.

Важно отметить, что необходимость снижения объемов перекрестного субсидирования в электроэнергетике признается всеми федеральными органами исполнительной власти, представителями бизнеса и научного сообщества, вместе с тем реальные управленческие шаги в данном направлении до сих пор не приняты.

Наш комитет неоднократно озвучивал и в письменном виде направлял в правительство свои предложения. Наиболее рациональным подходом является рост цен для населения по схеме «инфляция плюс», а для промышленности – «инфляция минус» или не выше инфляции. На выравнивание сетевых тарифов между группами потребителей по такой схеме потребуется 12–15 лет. При этом рост тарифов для населения сверх инфляции ежегодно должен составлять около 6%.

Ускорить процесс и облегчить его для населения можно за счет применения механизмов адресной помощи населения (как в ЖКХ) и одновременного повышения эффективности работы сетевого комплекса.

Энергетическое хозяйство уже многие годы является ахиллесовой пятой российской энергетики. Фото Reuters

Что требуется для преодоления этих проблем?

Во‑первых, остро стоит вопрос о консолидации сетевого комплекса, наведении порядка с электросетевыми активами ТСО региональными и муниципальными органами власти. Вопрос в том, как ее проводить, чтобы наведение порядка не помешало развитию рыночной инфраструктуры в части повышения доступности услуг электроснабжения, обеспечению свободного перетока электрической энергии, снятию сетевых ограничений и т. д.

Во‑вторых, нужно навести порядок в тарифообразовании, повысить прозрачность и обоснованность тарифов. Первый шаг – переход к долгосрочному тарифному регулированию – уже сделан с принятием соответствующего закона. Вводятся механизмы эталонного тарифообразования. Принятие закона об интеллектуальных системах учета электроэнергии, цифровизация сетевого комплекса и полное введение таких подходов должно позволить добиться 25–30% снижения затрат. Но предстоит еще долгий путь.

Требует рассмотрения вопрос о справедливом распределении нагрузки по перекрестному субсидированию между потребителями всех уровней напряжения, распределительного и магистрального сетевого комплекса. Грамотная дифференциация тарифов позволит распределить нагрузку на всех потребителей, а не только на тех, кто сегодня находится на среднем и низком напряжении.

Не менее важно рационально решить вопрос о льготном технологическом присоединении. Установление платы за него существенно ниже экономически обоснованного уровня привело к безответственному отношению со стороны потребителей к заявкам: подключенная мощность «льготной» группы потребителей, как правило, используется не более чем на 20%, если не меньше. Ограничение льготного технологического присоединения и введение платы за резервирование избыточных мощностей могло бы, в общем, снизить нагрузку и на промышленных, и на так называемых прочих потребителей – сельхозпроизводителей, бюджетные организации. Все это в целом положительно скажется на ситуации в отрасли, позволит остановить непропорциональный рост перекрестки для разных категорий потребителей.

В связке с этим идет и вопрос о существующих излишках распределительной сетевой мощности. Сейчас, по оценке Минэнерго, в энергосистеме не используется до 65% мощности сетей более чем на 100 ГВт. Как вы знаете, Минэнерго внесло в правительство проект постановления, согласно которому потребителей, которые постоянно используют менее 60% максимальной заявленной мощности, обяжут больше платить за передачу электроэнергии.

Требует решения вопрос развития розничных рынков электроэнергии. При этом важно понимать, что развитие конкуренции в рознице возможно только при достаточном насыщении их электроэнергией и ее доступности. Для развития действительно конкурентных отношений необходимо наполнить рынки в первую очередь предложением генерации, поставляющей электроэнергию в распределительные сети, а не только электроэнергией с оптового рынка. Для этого необходим более открытый доступ на розничные рынки для малой распределенной генерации. Я уже не раз говорил, что ситуация, которую мы имеем сегодня, когда, с одной стороны, объемы распределенки растут, но, с другой стороны, это не учитывается «большой энергетикой», противоречит мировым тенденциям развития отрасли, где смена централизованной парадигмы на горизонтальную идет очень активно. Мы не должны игнорировать эту тенденцию. Хочется думать, что готовящийся ко второму чтению законопроект о микрогенерации  лишь первая ласточка на пути признания горизонтальной энергетики.

Подлинно рыночной можно считать только такую конфигурацию розничного рынка, когда в каждом регионе он будет выступать в качестве торговой площадки для всех производителей энергоресурсов, включая оптовый рынок, а также все виды распределенной генерации и ВИЭ, с реальным правом для потребителей выбирать для себя вариант энергообеспечения. Что касается ТЭЦ, нужно изменить модель их функционирования, реализации их электроэнергии с обеспечением возможности продавать часть ее на розничном рынке.

Только тогда возникнут механизмы нормальной конкуренции между централизованной и децентрализованной энергетикой и соответственно правильные сигналы для развития этих секторов.

Также необходимо развитие конкурентных отношений в сбыте электроэнергии. Современным мировым тенденциям соответствовала бы либерализация этого рынка, включающая в себя расширение состава участников, снижение зонального монопольного положения гарантирующих поставщиков, в том числе создание конкуренции между ними за потребителя в целом, договорные условия по ценам и качеству обслуживания и возможность быстрой смены энергосбытовой компании.

Отдельно остановлюсь на проблемах, связанных с модернизацией генерации. Итоги первых отборов по программе модернизации тепловой генерации подтверждают целесообразность КОММОД в условиях перегруженности электроэнергетики перекресткой всех видов и сдерживания тарифов. Но механизм нуждается в дальнейшей настройке. Иначе работает принцип отбора по критерию дешевизны, а вовсе не эффективности, и побеждает не модернизация, а, по сути, капитальный ремонт с продлением ресурса. Есть опасность, что через 10–15 лет, когда этот ресурс закончится, мы останемся в еще худшей ситуации, с технологически отсталым и неэффективным оборудованием, которое будет требовать полной замены.

Нужно более глубоко проанализировать прошедшие конкурсы, промоделировать, какими должны быть условия следующих отборов для достижения целей программы – повышения глубины модернизации, эффективности генерации, внедрения высоких технологий и снижения выбросов с учетом Парижского соглашения. Безусловно, эти решения должны сопровождаться определенными законодательными изменениями.