Для изменений на энергорынке необходимо сначала изменить целеполагание




Дело в цене



Поскольку электроэнергия – это однородный биржевой товар с неизменными характеристиками и свойствами, вопрос цены для потребителей энергии является ключевым.


В рамках текущей модели рынка, вопреки законам спроса и предложения, цена растет всегда. За последние 10 лет оптовая одноставочная цена электроэнергии (с учетом мощности) увеличилась в 2 раза. Даже в период снижения электропотребления, который наблюдался в прошлом году в связи с пандемией, цена выросла на 3,4% в европейской части страны и на Урале и на 0,6% в Сибири.


Основные причины почему не срабатывают рыночные механизмы, и цена на энергорынке постоянно растет – на поверхности.




Двойной сбор на инвестиции



Практически все инвестиции вынесены из энергорынка в отдельные нерыночные инструменты – надбавки к цене мощности, ДПМ и им подобные. Все риски поставщиков при этом возложены на потребителей через гарантированную доходность вне зависимости от уровня загрузки генерирующего объекта, а также непропорциональные платежу минимальные штрафные санкции за сбои и нарушения поставок.


При этом двойное маржинальное ценообразование на рынке мощности (КОМ) и электроэнергии (РСВ), когда цена формируется по самому дорогому, попадающему в объем спроса предложению, и которое задумывалось авторами текущей модели энергорынка как стимул и источник инвестиций, не исчезло и продолжает действовать.


Более того, для наращивания инвестиций регулятор искусственно увеличил ценовые параметры КОМ на 20%, при этом не предусмотрел особую ответственность генерирующих компаний за целевое расходование средств, добавленных в ручном режиме сверх рыночной цены мощности.


В результате потребители энергии вынуждены нести двойную нагрузку, оплачивая и маржинальность рыночных инструментов, и высокодоходные для энергетиков нерыночные надбавки.


Доля инвестиций в суммарной выручке оптового энергорынка составляет на протяжении последних 5 лет порядка 30–35%, что существенно, нередко кратно превосходит уровень инвестиций в других отраслях российской экономики, и на 10 процентных пунктов выше среднего целевого уровня для экономики, определенного Правительством Российской Федерации.




Кризис перепроизводства



Рынок мощности, допускающий полную оплату строительства и содержания объекта при фактическом отсутствии его загрузки, и инвестициями через зачастую непрозрачные регуляторные решения не способен самостоятельно справиться с классическим кризисом перепроизводства, который мы наблюдаем все последние годы – избыток мощности в энергосистеме, по разным оценкам, составляет 30–50 ГВт.


Стимулы к выводу мощности из эксплуатации по-прежнему ничтожно малы в сравнении с возможностью генерирующих компаний гарантированно получать выручку с помощью неэффективных, простаивающих энергоблоков.


Энергорынок невосприимчив или попросту закрыт для технологий «гибкости». Распределенная энергетика, инструменты повышения гибкости производства и потребления электроэнергии, таких как механизм агрегаторов спроса, создание активных энергетических комплексов (АЭК) и других, развиваются за его рамками или, в лучшем случае, параллельно в виде нишевых технологических «песочниц» за счет дополнительных платежей, никак не ущемляя и не замещая собой дорогие и неэффективные поставки.


Вместо расширения и усиления конкуренции на энергорынке и использования рыночных инвестиционных ресурсов регуляторы заставили потребителей дополнительно, сверх рыночной цены, оплачивать программу восстановления ресурса энергоблоков с устаревшими неэффективными технологиями середины прошлого века, почему-то названную модернизацией отрасли. В итоге уже через 15–20 лет мы потратим много средств, но вернемся обратно к морально и физически абсолютно изношенной энергосистеме, которая снова потребует колоссальных вложений.




Открытая архитектура для сторонних надбавок



Российский энергорынок надежно защищен от технологического прогресса, но в то же время он абсолютно беззащитен перед разнообразными нерыночными надбавками к цене мощности, напрямую не связанными с развитием отрасли.


Это инструменты субсидирования социально-экономического развития отдельных территорий и макрорегионов – тарифные «заповедники» с особыми условиями функционирования оптового рынка, где оптовая продажа электроэнергии осуществляется по льготным, регулируемым тарифам, а также надбавки для субсидирования цен и тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке. Кроме этого, за счет средств энергорынка субсидируется промышленная политика – локализация производства оборудования для ВИЭ и смежная отрасль обращения с отходами – строительство и эксплуатация мусоросжигающих заводов.


Суммарный объем надбавок, включая разнообразные ДПМ, составляет, по данным за 2020 год, около 40% общего платежа за электроэнергию и мощность или 63% платежа за мощность.


Очевидно, что мощность как «особый товар» на энергорынке себя не оправдала. Торговля неовеществленным и неотчуждаемым товаром сомнительна сама по себе. Вдобавок эта конструкция вкупе с открытой архитектурой договора о присоединении к торговой системе оптового энергорынка позволяет привносить в платеж потребителям затраты, которые никак не связаны с энергоснабжением. Никаких фильтров и ограничений для роста набавок не предусмотрено.




Расплата за низкую волатильность



Преимущества низкой волатильности спотовой части энергорынка неочевидны. Если сравнивать с высоковолатильными зарубежными энергорынками, выгода низкой волатильности оказывается сомнительна – среднегодовая цена электроэнергии для бизнеса за рубежом имеет тенденцию к снижению и в ряде стран уже ниже, чем в России.