Половинчатый рынок: ограничение свободных цен ведёт к удорожанию электроэнергии

18 июня 2021

Промышленные потребители опасаются роста цен на оптовом рынке электроэнергии и мощности, который в ближайшие несколько лет будет стабильно опережать инфляцию. Причина кроется в дополнительных надбавках, которые закладываются в стоимость киловатт-часа ради модернизации генерирующих мощностей, развития возобновляемой энергетики и субсидирования отдельных регионов. О том, как эти и другие факторы влияют на ценообразование, рассказывают учёные из Института систем энергетики имени Л. А. Мелентьева СО РАН и их коллеги.

Стоимость электроэнергии на оптовом рынке в 2021 году может вырасти на 7,5%. Такой вывод делают в ассоциации «Сообщество потребителей энергии», опираясь на прогноз некоммерческого партнёрства «Совет рынка». Ежегодный рост цен продолжится и в дальнейшем – ожидается, что к 2026 году он достигнет 9%. Как сообщает «Коммерсантъ», в связи с этим Сообщество потребителей энергии обратилось к заместителю председателя Правительства РФ Александру Новаку с письмом, в котором просят поручить профильным ведомствам разработать комплекс мер по сокращению темпов роста стоимости электроэнергии.

Цена вопроса велика. Если исходить из прогноза о том, что в 2021-2022 годах электроэнергия на оптовом рынке, где формируется примерно половина конечной стоимости киловатт-часа для юридических лиц, будет дорожать на 1,63 – 2,36 процентных пункта, потребители уже переплатят 102,9 млрд рублей. После 2025 года на них ляжет ещё большая нагрузка из-за новых энергетических строек – двух энергоблоков Курской АЭС-2, генерирующих мощностей, необходимых для расширения Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей, и объектов возобновляемой энергии.

Завышенные ожидания

При этом на рынок уже оказывает влияние программа обновления отрасли, известная как КОМ-модернизация, она же ДПМ-2 или ДПМ-штрих (КОМ – конкурентный отбор мощности, ДПМ – договоры о предоставлении мощности). В её основе лежит механизм конкурентного отбора генерирующих мощностей, которые подлежат реновации. Это в общей сложности 39 ГВт в обеих ценовых зонах оптового рынка электроэнергии и мощности и до 2 ГВт в неценовых зонах. Львиная доля – 80% – модернизируемых генерирующих мощностей находится в центральной части России и на Урале, остальное – в Сибири. При этом 85% из них проходят конкурсный отбор, а 15% зарезервированы по квоте правительства России. Проекты, которые будут реализованы, определяют по итогам аукциона, причём одним из ключевых критериев является наиболее низкая себестоимость поставки электроэнергии. Затраты на модернизацию генерирующих мощностей оцениваются в 1,9 трлн рублей.

Отбор на 2022-2027 годы уже прошли проекты, предусматривающие модернизацию 20,6 ГВт – 8,4% всей установленной мощности Единой энергетической системы России. Пятая часть – 4,1 ГВт – из них находятся во второй ценовой зоне оптового рынка, то есть в Сибири. К этому следует добавить пять проектов, предусматривающих установку газовых турбин, которые официально относят к образцам инновационного энергетического оборудования. Их реализуют в 2027-2029 годах в Московской, Ростовской, Саратовской областях и Пермском крае, общая установленная мощность по ним превышает 1,6 ГВт. В то же время вложения в модернизацию генерации по проектам, прошедшим отбор на 2022-2026 годы, составляют 248 млрд рублей.

Вдобавок в 2013-2020 годах были отобраны проекты по строительству малых ГЭС, солнечных и ветровых электростанций суммарной мощностью 5,6 ГВт. Их реализуют по схеме ДПМ или договоров предоставления мощности, по которым инвестор обязуется построить в установленные сроки новый генерирующий объект, а государство гарантирует ему возврат вложений за счёт повышенных тарифов на мощность, действующих в течение 15 лет. Таким образом, расходы на развитие возобновляемой энергетики также ложатся на плечи потребителей.

На конечную стоимость электроэнергии влияет и классическая программа ДПМ, по которой срок возврата инвестиций составляет 10 лет. Её реализовали в 2010-2020 годах, введя в эксплуатацию 30 ГВт тепловых мощностей, значительная часть которых оказалась невостребованной. Причина кроется в том, что прогноз роста электропотребления, на основании которого отбирали проекты, не оправдался.

«В 2008 году была принята Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года – напоминает заведующий лабораторией реформирования электроэнергетики Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН, доктор технических наук - Сергей Паламарчук. - В годы, когда разрабатывался этот документ, рост потребления составлял 4,1% в год. В утвержденной Генеральной схеме среднегодовой рост электропотребления был принят в диапазоне 4,1-5,2%. Эти цифры и заложили в программу ДПМ, дали деньги, заключили договоры и так далее». Проанализировав фактическое положение дел в отечественной экономике, Минэнерго РФ в дальнейшем было вынуждено снижать прогнозируемый темп роста электропотребления. Так в версии программы Минэнерго РФ 2011 года среднегодовой темп роста был принят равным 2,6%, в версии 2012 г. значение снижено до 2,33%, в версии схемы развития 2013 года рост электропотребления составил 1,89%. В итоге темп роста электропотребления до 2020 г. во всех сценариях находился в диапазоне 0,96-1,44%. Вскоре после принятия Генеральной схемы наступил кризисный 2009 год, потребление электроэнергии в России упало на 4,5%. «А программу ДПМ уже не свернёшь: оборудование заказано, энергоблоки строятся», – напоминает Паламарчук.

На деле объём потребления электроэнергии в ЕЭС России в 2020 году составил 1033,7 млрд кВт∙ч. Это всего на 4,4% выше показателя 2008 года. И существенно ниже прогноза, содержавшегося в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, – 1,7 трлн кВт∙ч. «Прогноз, сделанный в 2009 году на 2015 год для Восточной Сибири, по факту оказался завышенным на 20%, – отмечал несколько лет назад старший научный сотрудник Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН Анатолий Корнеев. – то есть фактический объём электропотребления в 2015 году составил только 80% от прогнозируемого уровня. А прогнозы электропотребления в Восточной Сибири на 2030 год, сделанные в 2009 году, по сравнению с прогнозами 2017 года оказываются завышенными уже на 43%. То есть буквально через два-три года следует значительная корректировка потребности в электроэнергии как для страны в целом, так и для регионов, причём это происходит на государственном уровне». В основе Энергетической стратегии России до 2035 года, которую правительство страны утвердило прошлым летом после долгой доработки, лежит более умеренный прогноз: электропотребление через 14 лет может достигнуть от 1310 млрд кВт∙ч до 1380 млрд кВт∙ч при условии, что валовый внутренний продукт будет в среднем расти на 2,3% в год.

Искажение сигнала

Ошибки в прогнозировании и несовершенство нормативной базы приводят к тому, что в работе остаётся достаточно большой объём неэффективных и устаревших генерирующих мощностей. По данным Министерства энергетики РФ, он составляет 8 ГВт. «Почему нет их выбытия? – рассуждает Паламарчук. – Потому что, как объясняют во многих диспетчерских службах разного уровня, подразделения Системного оператора Единой энергосистемы России держат стратегический резерв, говоря: «А вы гарантируете, что через пять лет не будет четырёхпроцентного роста нагрузки?». Причина – нет методики стратегического планирования. Если бы было прописано в нормативных документах, что нужно брать за основу пятилетний прогноз, ситуация была бы иной. Когда пытаются планировать на 15-20 лет вперёд, подобные ошибки неизбежны».

Повышению цен способствует и межтерриториальное перекрёстное субсидирование, при котором стоимость электроэнергии в отдельных субъектах РФ сдерживают за счёт надбавок для всех остальных. Так, с 1 июля 2017 года на Дальнем Востоке был введён регулируемый тариф для промышленных потребителей. Его обеспечивают за счёт надбавки к цене электрической мощности в европейской, уральской и сибирской частях России. Логика рыночной реформы отрасли предполагала, что по регулируемым договорам, в которых прописаны фиксированные тарифы, электроэнергию закупают только для населения и тех, кто к нему приравнен. Однако на практике они распространяются на всех потребителей не только на Дальнем Востоке, но и в регионах Северо-Кавказского Федерального округа (за исключением Ставропольского края), Тыве, Бурятии и Карелии.

«Действуют и другие факторы, которые нужно анализировать», – добавляет Паламарчук. В частности, запрет на заключение прямых договоров на поставку электроэнергии крупными электростанциями на розничных рынках. Это существенно повышает цены для промышленных потребителей. Помимо уже перечисленных недостатков еще имеем деградацию конкурентной структуры в генерации и низкий уровень конкуренции на оптовом рынке. Ценовые сигналы искажает и отсутствие единого конкурентного рынка мощности, также сказывается недостаточное развитие рыночных механизмов отбора и оплаты системных услуг. К этому следует добавить внутренние противоречия нормативно-методической базе регулирования, в которой не просматривается целевое видение развития энергетики.

В итоге стоимость электроэнергии на оптовом рынке как минимум наполовину формируется нерыночными методами. Такова оценка научной сотрудницы Института государственного и муниципального управления Высшей школы экономики Юлии Орловой. Она подчёркивает: вмешательство в рынок налагает на регулятора особую ответственность и требует от него умения балансировать между снижением инвестиционного риска и поддержкой рыночных сигналов. То есть высокого профессионализма. «Несколько лет назад на заседании Научно-технического совета Единой энергетической системы ныне покойный Виктор Кудрявый, который в своё время был заместителем министра энергетики России, говорил о том, что сейчас в государстве нет единого энергетического центра компетенций, – добавляет Паламарчук. – Когда он работал в Минэнерго, электроэнергетикой там занимались около тысячи человек. При этом существовал Институт экономики энергетики. Сейчас за электроэнергетику в министерстве отвечают несколько десятков человек. Здесь надо бы навести порядок». 

Егор Щербаков
© ИСЭМ СО РАН, 2021
Ссылка на оригинал статьи при использовании материалов обязательна.
Постоянный URL статьи: 
http://isem.irk.ru/news/article2021-06-18

Телефоны

основной    +7(3952) 500-646
приемная    +7(3952) 42-47-00
факс     +7(3952) 42-67-96
Смотреть справочник
x

Заказ издания

x