Назад к РАО «ЕЭС России»

Попытка создать в России энергорынок, предпринятая при реформе РАО ЕЭС, может завершиться провалом. Новые нерыночные механизмы — надбавки для новой генерации и компенсации проблемным регионам — к 2023 году будут формировать уже до 70% цены на мощность для потребителей. Дополнительная нагрузка на потребителей может вырасти почти до 1 трлн руб. в год. На этом фоне все новые регионы просят вывести их с энергорынка и вернуть тарифы. В отрасли говорят, что ситуация с надбавками уже похожа на финансовую пирамиду, и в какой-то момент на очередные льготы у рынка не хватит средств. Тогда, по мнению экспертов, эксперимент можно будет заканчивать и переходить на ручное управление.

По данным «Совета рынка» (регулятор энергорынков), доля нерыночных механизмов в конечной цене на мощность для потребителей к 2023 году достигнет уже 70%, то есть до 30% сократится доля платежей за мощность, отбираемую на конкурентном отборе (КОМ). Эти данные регулятор сообщал на заседании отраслевой комиссии РСПП 26 сентября.

Сейчас пропорция уже составляет 65% на 35%, уверяют в «Сообществе потребителей энергии», а к 2023 году нагрузка на потребителей может увеличиться с текущих 675 млрд руб. в год до 990 млрд руб. В РСПП “Ъ” сообщили, что планируют предложить правительству варианты решения проблемы.

Первым нерыночным механизмом стали, по сути, еще обязательные инвестпрограммы генерирующих компаний: владельцы ТЭС, строившие новые блоки, получили договоры на поставку мощности (ДПМ), по которым начали получать повышенные выплаты за мощность для окупаемости инвестиций. Затем в программу ДПМ были включены и новые АЭС и ГЭС.

Новый рост нагрузки «Совет рынка» объясняет появлением «квазирыночных» механизмов, предполагающих особое ценообразование и конкуренцию только за попадание в эту схему финансирования — ДПМ для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и мусоросжигающих ТЭС (МТЭС).

Но в основном цену на мощность повышают надбавки к цене для субсидирования конкретных проектов. Федор Корначев из Райффайзенбанка допнагрузки объясняет завершением строек по «старым» ДПМ: «Цена мощности после конца инвестпрограмм должна пойти вниз, но у государства есть соблазн использовать этот ресурс на новые стимулы». До 2016 года потребители даже выигрывали от ввода ДПМ: эффект от более медленного роста цен на рынке на сутки вперед (РСВ, основная площадка по торговле электроэнергией) в условиях профицита перекрывал рост платы по ДПМ, считает Наталья Порохова из АКРА. Но после ввода дорогой мощности АЭС в 2016–2017 годах он стал отрицательным.

В структуре нерыночных механизмов, по оценке «Совета рынка», к 2023 году будет доминировать ДПМ АЭС (21,5% в нерыночной цене), ТЭС (20,6%), ВИЭ (17,1%), ГЭС (3,8%), МТЭС (2,4%). Еще 2,9% даст надбавка к цене для строительства ТЭС в Калининградской области, 1,2% — для строек ТЭС в Крыму, 0,3% придется на «КОМ новой генерации» под закрытие локальных дефицитов. В 2023 году в число механизмов уже не войдет надбавка для выравнивания тарифов на Дальнем Востоке (срок истекает 31 декабря 2019 года), уточнили в «Совете рынка».

Рост тарифов и введение спецнадбавок стимулируют регионы просить о выводе их с оптового рынка обратно на тариф, но и это в свою очередь приводит к росту цен в других регионах. С 1 сентября ФАС уже на 25% снизила энерготарифы для промышленности Бурятии, распределив эту нагрузку на ценовые зоны оптового рынка. В перечень таких «льготников» уже вошли регионы Северного Кавказа и Тува. На совещании в РСПП говорилось, что заявки на получение аналогичных льгот в «Совет рынка» и Минэнерго уже подали Калмыкия, Карелия, Хакасия, Республика Алтай, Забайкальский и Ставропольский края. Вчера вечером получить комментарии регионов не удалось. В Минэнерго и ФАС “Ъ” не ответили. В «Совете рынка» говорят, что расширение льготных территорий без уменьшения допнагрузок на рынок перенесет часть платежей на потребителей других регионов, поэтому регулятор против этого, но вопрос в компетенции правительства.

«Как только таких регионов в ценовой зоне рынка будет более 20% от потребления — эксперимент с рынком можно закрывать,— считает глава Фонда энергетического развития Сергей Пикин.— Причины этого в том, что нет единой политики по развитию рыночных отношений в энергетике, сплошное ручное управление». Ситуация «отчасти отражает сокращение бюджетных расходов и невозможность поддерживать социальные проекты за счет бюджета», отмечает госпожа Порохова. По ее оценке, цены выше среднероссийских из-за высокой доли неэффективной (вынужденной) генерации сформировались только в Забайкалье, в Хакасии и на Алтае они ниже средних. Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что ситуация на рынке мощности идет «по классическому сценарию финансовой пирамиды из льгот, надбавок и перекрестного субсидирования», а база для их финансирования сокращается.

Опасения энергетиков, что предложение мощности в Сибири не сможет покрыть спрос на очередном конкурентном отборе и цена поднимется выше price cap, не оправдались. Но профицит символический — всего 208 МВт, причем за счет неких неизвестных новых 700 МВт.