Юрий Удальцов рассказал в интервью журналу «Энергополис» о ходе реформирования и перспективах дальнейшего развития электроэнергетики.

С чего начиналась реформа, ради чего она делалась? Прежде всего, это разделение по видам деятельности, по секторам и сегментированию, чтобы создать новые стимулы для повышения эффективности каждого игрока, чтобы в отрасли инвестиционные решения принимались исходя из рыночных предпосылок и смыслов, чтобы в электроэнергетику пришли новые инвесторы и новые деньги. Часть этих задач была более или менее решена. Можно говорить, с точки зрения структурного преобразования ситуация более-менее приличная. В отрасль за последнее время пришли инвестиции, масштаб которых несопоставим с теми, что был во времена РАО. С 2008 года общий объем инвестиций (как прямых частных, так и инвестиционных программ компаний, финансируемых из тарифов) заметно перевалил за триллион. 900 млрд. пришли в чистом виде как новые деньги в электроэнергетику: в генерирующие и сетевые компании, но потребитель пока не почувствовал какого-то значительного, качественно иного улучшения собственного обслуживания. Эффекта от этих инвестиций он не увидел, но почувствовал в росте конечной цены: с 2007 года цена выросла примерно в два раза. Много это или мало - отдельный вопрос, но важно понимать, что на оптовом рынке с 2008 года нерегулируемая цена на электроэнергию выросла менее чем в 1,5 раза. Что из этого следует и как это понимать? Нерегулируемая часть рынка адекватно работала с ценой, и эта цена была едва ли не единственным ценовым индикатором, который в 2008 году, в разгар кризиса, упал против рынка. Все остальные встали на кривую подъема роста и продолжают по сей день расти - на фоне заявлений, что мы с кризисом справились и он уже в прошлом. Цена на опте сложилась именно в той логике рынка, как это и предусматривала реформа.

Рынок состоит из двух частей: из электроэнергии и мощности. Так вот если смотреть на оптовый рынок, то можно уверенно сказать, что во второй его составляющей, в рынке мощности, он провалился.

Предусмотренная реформой либерализация так и не пришла в этот сегмент. Более того, если мы посмотрим на цену мощности тепловых генерирующих компаний, то она выросла в номинальном выражении на 10% с 2007 года, что означает, что ее рост отставал от темпов инфляции. Именно в этой части сказалась недоделка оптового рынка, которая так повлияла на капитализацию генерирующих компаний.

И в результате этого «досадного упущения» или «обидного просчета» (знать бы еще чьего) в тепловой генерации сложилась ситуация, которая привела к постепенному снижению темпов роста, а в ряде случаев даже к падению в реальном выражении в выручке тепловых генерирующих компаний. Надо перевести рынок мощности на рыночные рельсы, иначе едва ли удастся вернуть эту ситуацию в нормальное русло.

Проблема в том, что при таком регулировании оптового рынка начисто исчезли стимулы у тепловой генерации к модернизации и развитию. Единственный стимул, который существует на оптовом рынке, - это так называемые договора предоставления мощности (ДПМ). Но это для новых инвесторов, которые пообещали построить новые эффективные станции, были сформированы специальные ДПМ, где инвесторам действительно гарантирован возврат средств с необходимым уровнем доходности и по которым новое строительство является выгодным. Там же, в ДПМ, заложен еще один большой, знаковый для рынка смысл. ДПМ гарантируют инвестору получение выручки только после завершения строительства и ввода в эксплуатацию объекта. По крайней мере никому не будет заплачено за то, что не будет сделано. Но параллельно этот пункт ДПМ убил стимул к модернизации старого оборудования.

30 ГВт новой мощности будут введены в стране! И это очень хорошо. Они будут хорошие, новые, с высокими КПД, что очень нужно российской электроэнергетике. Но все остальные, более 150 ГВт старой мощности, обречены. Просто потому, что невозможно просчитать инвестиционный проект для модернизации старых станций.

Но кто-нибудь задумывался, какие объекты включены в систему ДПМ, каким образом и на основании чего именно они выбраны? Не потому, что так попросил потребитель, не потому, что в этом месте растет спрос, а потому, что так исторически составлялись программы развития. На самом деле еще РАО сформировало большую часть этого перечня. Но РАО формировало программы при отсутствии рыночной системы! Выбор объектов, типов станций, типов турбин, мест расположения - это был скорее административный процесс, административный торг между государством и генераторами.

Сегодня такое положение дел никоим образом не стимулирует инновации. В нынешней ситуации гораздо удобнее спорить с правительством и аргументировать необходимость сохранения высокого тарифа на неэффективную мощность. Именно таким положением вещей объясняется стремление частных инвесторов к выходу из генерирующих компаний либо к слиянию своих активов с государственными компаниями. Это то, что касается генерации.

В сетях сложилась более простая картинка. При правильном движении в сторону тарифообразования с возвратом инвестиций (а это, с моей точки зрения, единственный способ привлечь длинные деньги в инфраструктурные организации), мне кажется, слишком упрощенно подошли к его внедрению. Сам по себе переход к тарифообразованию с возвратом инвестиций создает очень мощные стимулы к инвестированию, когда полностью совпадают интересы менеджмента и акционеров компаний и регуляторов. Всем хочется больше инвестировать. Регуляторам хочется показать, что у них больше развиваются сети, а менеджменту выгодно как можно больше вкладываться и осваивать капиталовложений, потому что на них осуществляется начисление возврата. Начисление возврата на инвестиции является прибылью, поэтому это интересно акционерам. Поэтому со всех трех сторон начинается мощное давление на увеличение инвестиционных программ.

В этом бы не было ничего плохого, если бы была построена контрсистема обсуждения с сетевыми компаниями: что строить, почему строить и где именно строить. Без этого, к сожалению, правильный процесс инвестирования зачастую превращается в бездумное и бессмысленное с точки зрения развития отрасли освоение средств. Известны случаи строительства объектов, которые вообще не очень понятно, нужны ли были и кому. В результате такого лихого бума, с одной стороны, система получила денег гораздо больше, чем она была в состоянии в тот момент качественно и с умом использовать, а с другой - вызвало рост тарифа в основе роста сетевой составляющей. Особенно на низком и среднем напряжении.

Сейчас я очень опасаюсь, что маятник качнется в другую сторону: все скажут, что надо срочно отказываться от возврата на инвестиции, переходить к старой системе «Гос+» и т.д. Мне кажется, что, если страна это сделает, это будет большой ошибкой. То, что сети сильно нуждаются в инвестициях, сильно изношены, - это очевидно. Нужен источник инвестиций, надо правильно стимулировать сетевые компании к эффективному строительству и эффективному использованию инвестиций, - это тоже не вызывает сомнения. Мне кажется, что это можно сделать.

Если оптовый рынок электроэнергии - это эксклюзивная модель: не существует двух стран с одинаковой моделью оптового рынка электроэнергии, нет стандартизованного решения по этому поводу, - то с сетями ситуация достаточно известная, много раз пройденная другими странами. Ничего особенно специфического здесь нет. Тут важно правильно и корректно, аккуратно внедрить и довести до ума саму модель.

Надо повернуть голову сетевиков в сторону потребителей, им должно стать интересно не просто осваивать капиталовложения, не просто строить новые объекты, а еще должно быть интересно строить объекты там, где они максимально востребованы, там, где на них реально есть спрос.

Кроме генерации и сетевого комплекса, третье, что, мне кажется, должно стать предметом пристального внимания, - это продолжающийся рост перекрестного субсидирования. Оно не только не снижается - оно растет. Поскольку крупный бизнес в целом в состоянии постепенно, всеми правдами и неправдами, снижать собственную нагрузку на перекрестное субсидирование, оно перекладывается в основном на малый и средний бизнес. Тот эффект, который мы с вами видим в некоторых регионах, - резкого роста цены - обусловлен как ростом собственного тарифа, так и выдавливанием туда перекрестного субсидирования.

К этому всему добавляются проблемы с правилами розничного рынка. Правила эти формировались в тот момент, когда доминантой на розничном рынке была не столько конкуренция, сколько трансляция цены оптового рынка. Потому что большая часть оптового рынка в то время продавалась еще по регулируемой цене. И запускать конкуренцию на розницу было совершенно бесполезно. Сейчас ситуация кардинально изменилась, но сегодня правила трансляции и правила работы розничного рынка таковы, что они фактически узаконивают монополизм гарантирующих поставщиков, не предоставляя потребителям ничего взамен.

Единственный способ реальной борьбы с этим - запуск конкуренции. Запускать конкуренцию необходимо, потому что в противном случае мы получаем картинку, в которой у нас фактическая сбытовая маржа раза в два превышает плановую регулируемую. Это вызвано смесью самых разных обстоятельств: такой нормативной базой, таким поведением гарантирующих поставщиков, наличием на рынке монополий.

Из той точки, в которой сегодня стоит реформа отрасли, есть два возможных вектора движения. Если будут продолжать концентрировать генерацию в госкомпаниях, то через какое-то время будет бессмысленно говорить о конкуренции на оптовом рынке. Она довольно скоро превратится в конкуренцию трех-четырех-пяти государственных компаний. Возвращаться к условиям тарифного регулирования мне кажется неверным, потому что вся практика тарифного регулирования последних лет показала, что через тарифное регулирование проблемы не решаются. Исходя из этого твердого коллективного убеждения, группа по реформированию энергетики при Правительстве Российской Федерации выработала за полгода своей работы некоторые рекомендации и предлагает некий набор последовательных действий, которые, как нам кажется, приведут к завершению реформирования отрасли в логике создания правильных стимулов во всех сегментах электроэнергетики.

Все, что сегодня предлагает рабочая группа, является комбинацией уже отлаженных технологических приемов. Мы специально следили за тем, чтобы не вносить слишком много новизны в технологическое устройство рынка, потому что оно и так слишком сложное.

Первое: надо начинать с розничного рынка, надо запустить конкуренцию в розничном рынке. Группа разработала технологию, которая позволяет запустить конкуренцию в розничном рынке, не ломая всю сложившуюся достаточно сложную технологическую инфраструктуру оптового рынка, позволяя потребителям розничного рынка войти в прямые взаимоотношения с поставщиками оптового рынка.

Второе: надо довести до конца последовательно позицию, при которой гарантирующие поставщики являются трансляторами цены. А если они - трансляторы цены, то они не являются реально коммерческими игроками. Нужно пойти дальше, чем тот шаг, который был сделан в начале реформирования, когда было заявлено, что гарантирующие поставщики не могут влиять на цену.

Нужно ввести более жесткий тезис, что гарантирующие поставщики обязаны закупать электроэнергию на конкурсах. Конкурсы должны проводиться среди генераторов на поставку электроэнергии потребителям соответствующего региона. Это приведет к дополнительному давлению на цену, которое невозможно создать со стороны гарантирующих поставщиков, поскольку им абсолютно все равно, по какой цене покупать на оптовом рынке.

Эти два шага значительно увеличат конкуренцию на оптовом рынке. Но при этом конкуренция на оптовом рынке, появление там не самых квалифицированных потребителей будет неправильной - с сохранением нынешнего рынка мощности. Нужно позволить потребителю заключать договора на электроэнергию с мощностью. Это можно называть одноставочным тарифом, можно называть совокупной поставкой электроэнергии и мощности. Потребитель должен быть в состоянии заказать все, что ему нужно, для поставки, не думать о том, какое при этом соотношение электроэнергии и мощности, а главное, не думать о том, сколько стоит для него мощность, потому что оценить потребительскую стоимость мощности средний, малый, да и крупный потребитель неспособны. Только очень крупные потребители, у которых очень большие мощности, могут примерно посчитать, во что бы им обошлось, если бы мощности не было, то есть посчитать через аварийный ущерб.

Можно перейти к заключению прямых договоров между генераторами и потребителями на поставку электроэнергии с мощностью, которые бы реализовывались в такой же картине, в какой они реализовывались раньше по технологии «регулируемые договоры», если вспомнить начало либерализации оптового рынка.

Второе, что нужно сделать на оптовом рынке, помимо введения двухсторонних договоров, - нужно отказаться от принципа оплаты всей генерирующей мощности. Нельзя позволить себе одновременно строить 30 ГВт новой мощности при тех темпах роста потребления и продолжать оплачивать всю мощность, имеющуюся в стране. Более эффективная мощность должна быть оплачена, менее эффективная мощность окажется невостребованной и неоплаченной.

Это необходимо сделать. Для этого необходимо ввести конкурентный отбор мощности, покрывающий спрос со стороны потребителей. А потребителям нужно существенно облегчить понимание ситуации и отказаться от необходимости оплаты ими резервируемых мощностей. Если знаете, сейчас мощность на оптовом рынке оплачивается с коэффициентом резервирования, который даже не все генераторы понимают, а уж потребители точно не понимают, как он считается, откуда он считается, что в него входит.

Резервирование должно стать ответственностью генераторов, которые должны быть в состоянии покупать друг у друга резерв. Да, они будут включать это в цену прямого договора на электроэнергию с мощностью, но потребитель по крайней мере будет точно знать, за какую цену он получил всю электроэнергию и мощность, которая ему нужна.

Третье, что нужно сделать, - это довести до ума регулирование в сетях. Там самым главным вопросом является вопрос формирования инвестиционной программы. Инвестиционную программу, как нам кажется, надо разбить на две части. Одна часть - это инвестиционная программа по объему, что связано с естественным ростом потребления. Она относительно небольшая: потребление у нас пока растет не очень быстро. Вторая часть инвестиционной программы должна быть заказная и осуществляться только в том случае, если есть конкретный потребитель. Не важно, является он местной или региональной властью или какой-то бизнес-структурой, он должен отвечать за свой заказ на строительство сетевого объекта. Без этого мы получаем ситуацию, когда у нас много строится того, чего строить не надо.

Что касается программы обновления оборудования и модернизации, то нужно ввести показатель старения оборудования. Нужно выделять деньги под целевые показатели устранения старения оборудования, его обновления и модернизации. Тогда мы получим ситуацию, в которой будет реальный источник для формирования инвестиционных программ и они будут направлены в первую очередь на повышение эффективности и надежности сетей, а не просто на расширение строительства.

Две дополнительные вещи, которые необходимо сделать, связаны с очень странной ситуацией с тепловыми тарифами. Мы все знаем, что совместное производство тепловой и электрической энергии является более эффективным с технической точки зрения, с экономической точки зрения, но у нас это неэффективные мощности. Они не получают достаточной оплаты за тепло (тарифы на ТЭЦ меньше, чем тарифы в альтернативных котельных примерно в 3-4 раза). Получается, что у многих ТЭЦ заложено перекрестное субсидирование в тарифе на электрическом рынке, что делает их неконкурентоспособными там, либо у них получается совокупная убыточная картинка, связанная с совокупной поставкой электроэнергии и мощности в электроэнергетику.

Эту ситуацию можно остановить только одним способом - дать возможность генераторам тепла вступать в прямые взаимоотношения с потребителями тепла, в долгосрочные отношения, чтобы те были уверены в уровне тарифа и цены, по которой они могли бы получать тепловую энергию. При этом правильно и справедливо было бы цену ограничить сверху стоимостью тепла альтернативной котельной. Неправильно, с одной стороны, заставлять потребителя платить дороже, с другой стороны, генератору и потребителю нужно дать возможность найти те формы взаимодействия, которые для них были бы приемлемы для их совместного развития. Ни один регулятор не в состоянии этого сделать за них.

И необходимо снижать перекрестное субсидирование. При этом в основном мы поддерживаем не малоимущих, у которых относительно небольшие уровни потребления, а как раз наоборот. Мы считаем необходимым ввести социальную норму потребления и продолжать ее дотировать, что не будет большой нагрузкой для бюджета. Остальное потребление предоставлять по нерегулируемой цене. Без этого у нас с вами будет расти потребление электроэнергии даже тогда, когда это экономически нецелесообразно. При таких тарифах на электроэнергию для населения мы получаем картину, в которой выгоднее порой топить электричеством. Мы увеличиваем потребление электроэнергии, перекладываем его на ТЭЦ, которые уменьшают свой отпуск тепла, и у нас дорожает электроэнергия и возрастает ее физическое потребление для тепловых нужд в бытовом секторе.

Последнее и, может быть, самое важное. Нужно создать некий единый орган, создать регулятора электроэнергетической отрасли. Мы считаем, что он должен держать под собой вопросы тарифов, надежности, инвестиционных программ, конкуренции. Пока что у нас каждый отвечает за что-то свое: кто-то отвечает за уровень тарифа, кто-то за то, чтобы обновлялись мощности, но не имеет для этого источника, кто-то борется за конкуренцию, но не имеет возможности влияния на правила рынка. Нужно сделать так, как сделано в большинстве стран, где есть единый регулятор электроэнергетики. Если бы у нас газ не был основным экспортным продуктом, я бы сказал, что нужен регулятор электроэнергетики и газа.

Если реализовать наши предложения, мы получим действительный стимул для обновления и модернизации генерации, сетей, для внедрения автоматизированных систем в системах учета и в сбытовых компаниях. А это сформирует для наших коллег спрос на высокоэффективные решения, которые необходимы во всех сегментах. Они связаны с повышением КПД, со снижением потерь, с повышением устойчивости. Нам предстоит, как я думаю, увидеть много нового и интересного, что будет внедрено, привнесено в российскую электроэнергетику.

 

Журнал "Энергополис"

http://energypolis.ru/ep_flash/9(49)/index.html