Главная Новости Не время разрывать электросеть
28 октября 2020

Не время разрывать электросеть

Сегодня регуляторные условия в российской электроэнергетике подвергаются жесткой критике крупных потребителей. Скачок энерготарифов создает риски ускоренной децентрализации, а снижение потребления из единой энергосистемы на 15 % может привести к 20 %-ному росту конечных цен.
Излишняя сложность инструментов поддержки генерации может привести к неожиданным последствиям для сетевых компаний, которые могут потерять 100 млрд руб. в годовой выручке к 2030 году. Остановить дальнейший рост цен и развал единой энергосистемы можно, только изменив подходы к регулированию электросетевого комплекса.

Оптовый рынок госпроектов
Задачи, которые решаются за счет потребителей электрической энергии, с каждым годом звучат все амбициозней. К привычной уже «перекрестке» – то есть льготным тарифам для населения – за последние 10 лет в том или ином виде добавились платежи за ВИЭ, целевые инвестиции в энергетику Крыма и Калининградской области, субсидирование дальневосточных тарифов, развитие энергомашиностроения и даже утилизация мусора.

За все нужно платить, и, вне зависимости от успешности инициатив и результатов, такие инвестиционные надбавки для решения государственных задач раздувают счета за электрическую энергию. А позиции федеральных регуляторов все чаще подвергаются критике за несоблюдение баланса интересов энергетиков и потребителей.

В 2017 году президент поручил правительству обратить особое внимание на необходимость сдерживания роста тарифов на уровне не выше инфляции. Но в 2017‑2020 годах цены для бизнеса на электроэнергию обогнали инфляцию в 2‑6 раз. Прирост составил 18‑25 %, а по отдельным категориям за три года – до 65 %. Тогда как индекс потребительских цен за этот же период едва превысил 10 %.

Причин у бурного подорожания несколько. 75 % прироста цены – это оплата новых проектов на оптовом рынке, 20 % – рост электросетевых тарифов, 4 % – сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков, и только 1 % – топливные издержки генерации.

Ежегодные темпы роста цены на мощность с учетом всех инвестиционных надбавок в 2017‑2020 годах составили 15 %, сбытовых надбавок – от 11 до 14 %. При этом стоимость непосредственно выработки электроэнергии увеличивалась лишь на 2,5‑3 % в год даже без учета провала во время пандемического торможения экономики.

В тот же период тарифная выручка системообразующего сектора электроэнергетики – распределительного электросетевого комплекса была отрегулирована исходя из принципа «инфляция минус», и средний ежегодный темп роста не превышал 4 %.

Конкуренция проиграна
Интересно, что инвестиционные надбавки на оптовом рынке не только поднимают цены для бизнеса, но и снижают предельные темпы роста выручки электросетевого комплекса. Тарифные последствия таких федеральных решений смягчаются за счет региональных сетевых компаний.

Так, например, при модернизации 43 ГВт мощностей в ценовых зонах оптового рынка регулируемые тарифы для этих мощностей должны кратно вырасти. В сегменте регулируемых договоров (РД) продается 20‑30 % мощностей, и рост стоимости сверх инфляции к 2031 году составит 60‑70 млрд рублей. В результате, если не пересмотреть тарифы для населения и не поднять объем перекрестного субсидирования, эти деньги будут постепенно «выдавлены» из тарифов региональных сетей.

Другой пример – это развитие возобновляемой энергетики. Правительство, с одной стороны, предоставило субъектам РФ возможность стимулировать региональное развитие «зеленой» энергетики, которой гарантируется возврат капвложений за счет продажи энергии электросетевым компаниями для компенсации потерь. А с другой – ограничивает темпы роста сетевых тарифов. Таким образом, дополнительные операционные затраты конкретной сетевой компании, связанные с покупкой возобновляемой энергии потребуют соразмерного пересмотра тарифного решения с сокращением других статей расходов.

Потенциал этого рынка генерации к 2030 году – порядка 2 ГВт, дополнительные затраты сетей могут составить 35 млрд руб. в год, но источник компенсации системно не определен.

Из-за таких перекосов в отраслевом законодательстве сетевой комплекс проиграл битву за потребителя и тарифную выручку уже на десятилетие вперед.

Без баланса
Ситуация в регулировании электроэнергетики не выглядит сбалансированно ни с точки зрения роста тарифов, ни с точки зрения инвестиционных сигналов для будущего развития. Меры, которые предпринимаются регулятором сейчас и которые определят облик национальных электросетей в ближайшие 10 лет, выглядят малоэффективно.

Так, например, предлагаемое эталонное регулирование потенциально увеличит доходы сетевых компаний, тарифы которых вынужденно снижены по решению региональных органов власти. Но, к сожалению, эталоны не приведут к оптимизации инвестиционных планов сетей, а это более 1,1 трлн руб. только до 2024 года.

Текущая концепция оплаты резервной мощности по принципу «бери или плати», которая во многом призвана устранить экономические стимулы развития собственной генерации, едва ли окажется действенной. По сути, потребителям предлагается доплатить за существующие только на «бумаге» мощности. Доходность проектов ухода из единой энергосистемы на свою генерацию для большей части крупных потребителей остается высокой – в диапазоне 14‑20 % IRR, что угрожает снижением выручки сетей.

Другой шаг – так называемая дифференциация тарифов ФСК – выглядит странно. Обычно в энергетике деньги собираются на инвестиции в стратегические проекты «по копейке» с каждого киловатт-часа. Это логично – для плательщиков как будто едва заметно, а результат значителен. Дифференциация же ставит вопрос с ног на голову: для энергоемкой промышленности рост тарифа на передачу будет двукратным, а эффект снижения цен для регионального бизнеса несуществен.

Не единая система
Отпускные цены на электроэнергию для бизнеса в 2020 году в ряде субъектов уверенно перешагнули уровень 8 руб. / кВт·ч, что в южных регионах позволяет окупать даже казавшуюся сверхдорогой солнечную микрогенерацию. Строить собственную газовую электростанцию дольше и сложнее, но она может быть целесообразна уже при цене порядка 3,5 руб. / кВт·ч.

В этих условиях электросетевой комплекс окажется первым пострадавшим от снижения полезного отпуска в результате развития собственной генерации. Потери сетевиков усугубятся за счет «перекрестки», поскольку тариф на услуги по передаче для бизнеса в 1,5‑2 раза выше, чем для населения.

Переход на собственную генерацию может быть оправдан экономически для отдельного потребителя, но несет общие риски для Единой энергосистемы. Несмотря на технологический прогресс последнего десятилетия в сфере распределенной генерации, ЕЭС критически важна для экономики страны. Себестоимость производства электрической энергии на действующих энергомощностях при условии их эффективного использования составляет до 1,5 руб. / кВт·ч. Это позволяет обеспечивать надежное и доступное электроснабжения большей части потребителей.

При этом инвестиции бизнеса в собственную генерацию, хоть и выгодны для конкретного предприятия в условиях неэффективного регулирования отрасли, могут оказаться вредны для национальной экономики. Средства, что могли быть использованы для разработки и экспорта инновационной продукции, вкладываются в «де-факто» дублирующую энергетическую инфраструктуру – сети и электростанции.

Нужны новые подходы
Инициативы по развитию электросетевого комплекса, которые сегодня находятся на повестке у регуляторов, угрожают ростом тарифов для потребителей и не содержат в себе признаков борьбы за эффективность или даже попытки формирования долгосрочных стимулов развития энергетики. Остро назрела ревизия стратегического управления электросетевым комплексом, по крайней мере, в трех ключевых направлениях.

Во-первых, необходимо пересмотреть сами принципы тарифного регулирования. Тарифы, в том числе порядок оплаты резервных мощностей, должны формироваться так, чтобы исключить уход крупнейших системообразующих клиентов из единой энергосистемы на собственные источники энергии. 10 крупнейших компаний страны потребляют 15 % всего отпуска бизнесу из ЕЭС. Их отказ от потребления из общей сети может поднять тарифы для остальных на 20 % – за счет меньшей востребованности и неоптимальных режимов работы сетей и оптовой генерации.

Поэтому нужно либо отказаться от тарифного «котлового равенства» или разработать специальные категории цен для потребителей, отражающие реальные издержки энергосистемы.

Во-вторых, нужна прозрачность всех видов субсидирования в электроэнергетике и законодательные гарантии движения только в одном направлении – к экономически обоснованным ставкам. Доходы распределительных сетей не должны зависеть от изменяющегося ценообразования для генерации, иначе сетевые компании могут потерять около 100 млрд руб. в годовой выручке к 2030 году.

И третье, но, пожалуй, самое важное – это изменить подходы к разработке инвестпрограмм сетевого комплекса. В основе решений должно быть постоянное экономическое сравнение всех технологически доступных опций – строительства новых электростанций, изменения нормативов резервирования генерации, расширения сетей, использования накопителей, вывода из эксплуатации невостребованных объектов.

Сегодня только эффективные, ориентированные на горизонт 10‑20 лет решения, могут снять риски ускоренной децентрализации энергосистемы.

____

Источник: Энергетика и промышленность России