Нерыночный энергорынок
03 October 2017, 12:27

Потребители призывают власти определить «правила игры» при формировании финансовой нагрузки на энергорынок. После решения правительства о сдерживании цен на электроэнергию в Бурятии за счёт сбора дополнительных средств с участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) «порочная» практика может быть распространена и на другие регионы, опасаются в «Российском союзе промышленников и предпринимателей» (РСПП). Эксперты отрасли расходятся во мнении, какие именно виды финансовой нагрузки на ОРЭМ можно считать «нерыночными», но солидарны, что сохранение тенденции финансирования проектов в других секторах за счёт ОРЭМ чревато негативными последствиями для энергетики.

26 сентября вопрос о «нерыночных обвесах» энергорынка обсуждался на Комиссии РСПП по электроэнергетике. Поводом для дискуссии стала наметившаяся тенденция к возвращению регулирования в энергетическом секторе, в частности, последнее решение правительства России о субсидировании тарифов в Республике Бурятия, сообщили в РСПП.

Регионы-льготники продолжают множиться

17 июля премьер Дмитрий Медведев подписал постановление, которое определяет особые условия функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии в Бурятии. Это позволит примерно на четверть снизить цены на электроэнергию в регионе, сообщал вице-премьер Аркадий Дворкович. При этом врио главы Бурятии Алексей Цыденов в конце июля заявил, что сложность с ценами на электроэнергию в регионе заключается в том, что сети принадлежат региональным собственникам, при этом их протяженность велика, в отличие от объёмов потребления, что приводит к существенной финансовой нагрузке на потребителей. Регион готов консолидировать и в дальнейшем продать сети, отметил Алексей Цыденов. Но пока за снижение цен на электричество для бурятских потребителей заплатят другие участники энергорынка.

– Правительством всё чаще принимаются решения о включении субъектов РФ в перечень территорий, на которых реализация всей электроэнергии и мощности осуществляется по тарифам в рамках регулируемых договоров (РД). К примеру, с 1 сентября к таким территориям отнесена Республика Бурятия. В перечень зон с особым функционированием оптового рынка уже включены Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия – Алания, Тыва, Чечня, Кабардино-Балкария и Карачаево-Черкессия. В перспективе к данным регионам могут добавиться Калмыкия, Карелия, Хакасия, Алтай, Забайкальский и Ставропольский края, – выражают обеспокоенность в РСПП.

Энергетический рынок переполнен искусственно созданными механизмами перекрёстного субсидирования: сдерживание тарифов на электроэнергию для населения, «последняя миля» и перераспределение необходимой валовой выручки (НВВ) между уровнями напряжения (группами потребителей). В РСПП считают, что сюда также следует отнести повышенную плату потребителей за мощность по фиксированному тарифу по долгосрочным договорам поставки мощности на оптовом рынке (ДПМ ТЭС, ДПМ АЭС/ГЭС). В последнее время резко обострился вопрос межтерриториального субсидирования (ДФО, строительство новых мощностей в Калининграде и Крыму), а также межотраслевое субсидирование (ДПМ ВИЭ, ДПМ ТБО), отмечают в сообществе предпринимателей.

Наличие многочисленных «обвесов» энергорынка приводит к тому, что рыночная составляющая в цене на мощность стремится к нулю. Так, по данным НП «Совет рынка», при сохранении текущих тенденций к 2023 году 70% цены на мощность будет за «нерыночной» составляющей. При этом доля мощности в оптовой цене на электроэнергию уже достигает 45% и продолжает расти, отметили в РСПП.

Как сообщили «Перетоку» в НП «Совет рынка», в 2017 году «нерыночная» нагрузка в ценах на мощность составляет 66,6%.

– Но необходимо понимать, что в 2017 году доля генерации, отобранной в рамках конкурентного отбора мощности (КОМ), и доля генерации, введённой по ДПМ, вносят приблизительно одинаковый вклад в формирование итоговой цены на мощность – 33,4% и 41,9% соответственно. Что касается остальных «нерыночных» надбавок, то на долю ДПМ ГЭС приходится 1,1% конечных цен, ДПМ АЭС – 17,4%, ВИЭ – 1,9%, Крым – 0,5%, ДФО – 3,8%, – сообщили в «Совете рынка». – Таким образом видно, что в настоящий момент именно ДПМ оказывают наибольшее влияние на «нерыночную» составляющую цены на мощность.

Впрочем, как отметил представитель регулятора, в ближайшие годы доля ДПМ будет ощутимо снижаться. По оценкам специалистов «Совета рынка», в 2023 году процентное соотношение «нерыночных» надбавок будет выглядеть так: КОМ НГО – 0,3%, Калининград – 2,9%, Крым – 1,2%, ТБО – 2,4%, ВИЭ – 17,1%, ДПМ ГЭС – 3,8%, ДПМ АЭС – 21,5% и ДПМ – 20,6%. Срок действия надбавки по Дальневосточному федеральному округу в соответствии с действующим федеральным законом истекает в конце 2019 года, поэтому в цене за мощность в 2023 году эта составляющая уже не будет учитываться, отметили в НП «Совет рынка». Впрочем, стоит отметить, что ряд чиновников, в частности, из Минвостокразвития, уже заявили о возможном продлении периода субсидирования тарифов на Дальнем Востоке до 10 лет, чтобы «обеспечить привлекательные условия для потенциальных инвесторов».

ДПМ: споры о рыночности

По расчётам специалистов Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), в 2016 году условно рыночные конкурентный отбор мощности (КОМ) и свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) занимали примерно 37% «как бы рынка», остальные 63% приходились на «нерыночные»: «вынужденные генераторы, регулируемые договоры и, конечно, безусловный лидер безусловно нерыночного сектора – ДПМ с его 70%-й долей в нём».

– К 2030 году, в зависимости от реализации планов по ДПМ-ВИЭ, доля «нерынка» достигнет 70–75%, – считает заместитель гендиректора, руководитель департамента исследований ТЭК ИПЕМ Александр Григорьев.

С таким подходом не согласна руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. Необходимо разделять две группы платежей внутри цены на электроэнергию, полагает она.

– Механизмы возврата средств инвесторам (механизмы ДПМ) составляют 13% в конечной цене потребителей. Их нельзя однозначно квалифицировать как нерыночный механизм, так как вплоть до 2016 года эффект для потребителей от ДПМ был даже положительный. Ввод новых мощностей привёл к формированию профицита и более низким темпам роста цен на рынке «на сутки вперёд». Эффект для потребителей стал отрицательным только с 2016 года и связан с вводом более дорогих объектов ДПМ АЭС, – комментирует эксперт.

Второй элемент – перекрёстное субсидирование между группами потребителей, регионами. Его вклад в цену конечного потребителя (кроме населения) – 10%, отмечает Наталья Порохова. Основная часть этого объёма приходится на субсидирование населения за счёт других потребителей путём установления более низких сетевых тарифов.

Если при расчёте регулируемой части учитывать весь объём платежей в регулируемых сегментах, а не разницу с ценой КОМ, то уже в 2017 году доля регулируемых платежей за мощность составит около 74%, говорит директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев. Однако, более корректно в таком расчёте учитывать только превышение над ценой КОМ. В этом случае доля регулирования будет ниже – 54%.

– Учитывать ли платежи за мощность ВИЭ и мусоросжигающие ТЭЦ в регулируемой части – вопрос подхода. Де-юре, проекты отбираются на конкурсной основе, и инвесторы конкурируют между собой на рыночных принципах. Де-факто, согласно правилам рынка, потребители не имеют возможности отказаться от таких мощностей, и постоянно растущий объём перекрёстного субсидирования отдаляет российский энергорынок от либерализации, – говорит Алексей Жихарев.

Возможные варианты: ограничение или перераспределение

Уход потребителей в регулируемый сектор приводит к тому, что на оставшихся в «рыночном» ценообразовании существенно возрастает финансовая нагрузка по фактическому субсидированию отрасли, отмечают в РСПП. База для распределения субсидирования уменьшается на объёмы энергопотребления «регулируемых» потребителей, а размеры субсидий остаются неизменными. Это ведёт к неконтролируемому росту платежей на оптовом рынке, констатируют промышленники. Среди причин возникновения такой ситуации в РСПП называют отсутствие адекватной средне- и долгосрочной стратегии развития энергетической отрасли и действенных рыночных механизмов: у генераторов отсутствуют стимулы к заключению свободных договоров с потребителями.

По итогам заседания профильной комиссии РСПП под председательством Григория Берёзкина будет подготовлено письмо в правительство с описанием сложившейся ситуации и возможными способами решения проблемы избыточного субсидирования. Промышленники хотят изменить действующее федеральное законодательство: закрепить предельный размер субсидирования и выработать график его поэтапного снижения по годам. В случае же введения субсидирования для новых потребителей или его увеличения для уже существующих, РСПП также предлагает перераспределять «перекрёстку» в пределах зафиксированного объёма.

– Необходимо ежегодно распределять утверждённый объём субсидий между всеми «нерыночными» проектами, при появлении новых «льготников» – пропорционально уменьшать размер субсидирования по другим основаниям. Это позволит сохранять утверждённые размеры дополнительной финнагрузки на рынок, – пояснили в РСПП.

Ещё один пункт предложений: ограничение объёмов физического потребления электроэнергии по субсидируемым ставкам. Проект обращения в правительство будет направлен членам комиссии РСПП на согласование. При необходимости она повторно соберётся для обсуждения этого вопроса, отметили в сообществе предпринимателей.

Постоянно возникающие всё новые «обвесы» энергорынка не первый раз вызывают недовольство экспертов и основных игроков сектора. И если схемы строительства новых ТЭС и, отчасти, АЭС в рамках ДПМ уже не вызывают споров, то финансирование таких программ, как сдерживание дальневосточных тарифов или строительство мусоросжигательных заводов за счёт дополнительных сборов с энергорынка, подвергается критике. Причем подобные решения вызывают вопросы не только у значительной части игроков ОРЭМ, но и у некоторых чиновников федеральных ведомств. «Мы солидарны с потребителями в этом вопросе», сообщили в Ассоциации «Совет производителей энергии», не став развёрнуто комментировать ситуацию.

В «Совете рынка» согласны, что проблема искажения рыночных ценовых сигналов в электроэнергетике за счёт различных «нерыночных» и «квазирыночных» платежей существует. Вместе с тем, в НП считают, что более логично и перспективно изменить модель таким образом, чтобы её конструкция не позволяла внедрять платежи подобного рода.

– Предложения (РСПП – ред.) интересные: непонятно только, кому государство передаст почетную обязанность субсидирования отдельных и весьма многочисленных категорий «участников рынка», – недоумевает Александр Григорьев.

Возможное решение – разделить объём регулируемых платежей по направлениям, часть которых может относиться на долю потребителей (например, эксплуатация и модернизации мощностей, безопасность АЭС), а часть, связанная с социально-экономическим развитием регионов и импортозамещением, – на иные источники, в том числе, на государственные субсидии или отраслевые целевые программы, полагает Алексей Жихарев из Vygon Consulting.

Стоит отметить, что дополнительную остроту вопросу о чрезмерной непрофильной нагрузке на энергорынок добавляет тот факт, что в ближайшее время властям придётся принимать решение об источниках финансирования программы модернизации энергетики. Пока наиболее реальным инструментом обновления сектора в отрасли считают механизм «ДПМ-штрих». Он также предполагает сбор дополнительных средств на энергорынке для финансирования работ. Будет ли при принятии решения проводиться ревизия действующих «обвесов» энергорынка, пока не известно – в Минэнерго вчера отказались от комментариев.

peretok.ru

 

Прогноз ценовых колебаний с 2 по 6 октября 2017 читайте здесь.

Распечатать  /  отправить по e-mail  /  добавить в избранное

Ваш комментарий

Войдите на сайт, чтобы писать комментарии.

Подробнее на IDK-Эксперт:
http://exp.idk.ru/news/world/za-pyat-mesyacev-iran-zakupil-bolee-1-mln-tonn-risa/430444/
В Европе природный газ продается в 1,5 раза дороже, чем нефть (Видео)
Газ на европейском рынке стал в 1,5 раза дороже нефти. Накануне, в ходе торговой сессии, стоимость октябрьского фьючерса на газ по индексу голландского хаба TTF, достигла 660 долларов за тысячу кубометров.
Канадская Enbridge займется экспортом американской нефти
Enbridge покупает американского оператора перевалки нефти Moda Midstream Operating.