Глава НП «Совет рынка» Дмитрий Пономарев о ценах, мощности и конкуренции

Завершился один из ключевых этапов реформы электрической энергетики — либерализация оптового рынка электрической энергии и мощности. Приняты ключевые нормативные документы: правила долгосрочного рынка мощности и параметры договоров на поставку мощности, определяющие ответственность энергокомпаний за ввод новых электрический станций. Как новые правила подействовали на отрасль и каких перемен еще нужно ждать энергокомпаниям и потребителям, «Коммерсант» рассказал председатель правления НП «Совет_рынка» ДМИТРИЙ ПОНОМАРЕВ.
— C 2011 г. оптовый рынок электрической энергии полностью либерализован — за исключением поставок населению, для которого сохранен тариф. Ключевой вопрос: насколько трехлетний процесс либерализации повлиял на цены для конечных потребителей?

— Посмотрите на ситуацию по-другому. Необходимость масштабной модернизации российской электрической энергетики не вызывает сомнений, модернизация требует реформирования, реформирование — частичной либерализации, которая и была последовательно проведена. Либерализация подразумевает нетарифную модель ценообразования, дальше — вопрос ее эффективности, краткосрочных и долгосрочных эффектов.

В ценах конечных потребителей, как известно, четыре составляющие — генерация (то есть собственно электроэнергия и мощность, или оптовый рынок), отраслевая инфраструктура (надбавка сбытовой компании, услуги системного и коммерческого операторов и рынка), сети (услуги за транспортировку) и розничная составляющая, которая определяет порядок исчисления конечной цены, то есть применяете ли вы в расчетах периоды суток, число часов использования мощности или двухставочный план — это определяется в договоре между сбытовой компанией и конечным потребителем. Либерализация коснулась только первой составляющей, однако, как известно, это не привело к полной замене тарифов свободным ценообразованием. Мы недавно подсчитали, что в совокупности на рынке электрической энергии и мощности только 40% объемов продаются по цене, сформированной под воздействием спроса и предложения, в остальном сохранились регулируемые государством цены. То есть либерализация состоялась не полная, а частичная.

Доля оптового рынка в конечной цене для потребителей на среднем и низком классах напряжения (это малый бизнес) находится на уровне 25%, а либерализация (внутри этой цифры), соответственно, 10%. Это немного по сравнению с весом услуг за передачу и договорными параметрами для расчета одноставочной цены. При этом обратите внимание, это доля в общем объеме, а не доля в приросте. Конечно, цены выросли и, к сожалению, растут, но это неверно объяснять либерализацией — вот, что я хочу сообщить.

При этом есть другое важное последствие роста цен — это заставляет нас всех работать над энергосбережением и эффективностью. Никто не мешает, а закон об энергосбережении даже предписывает потребителям до 1 января 2011 г. оснаститься приборами учета электрической энергии, тепла и воды. Эти приборы обеспечивают техническую возможность для перехода на экономичный двухставочный план расчетов за электроэнергию и снижение стоимостной нагрузки на 15-20%. Многие ли потребители начали работу по снижению своей стоимостной нагрузки со счетчиков и оптимизации потребления? Нет. В этом-то и вопрос. Электроэнергия — это технологически сложный и дорогой процесс производства и доставки. Оптимизация должна осуществляться совместными усилиями энергетиков и потребителей.

— Можно ли утверждать, что в 2011 г. рост конечных цен для потребителя будет самым низким за все время реформы?

— В наступившем г. большинство регионов перевело сетевое регулирование на новый метод доходности на инвестированный капитал (RAB), пересмотрели в сторону увеличения инвестпрограммы территориальных сетевых компаний. На оптовом рынке с 1 января вступили в силу новые правила торговли мощностью, которые содержат, в частности, договоры о предоставлении мощности (ДПМ). Что касается рынка электрической энергии, то, несмотря на повышение тарифов на газ на 15% и значительный рост цен на уголь в связи с природными катаклизмами в Австралии, цены выросли по сравнению с декабрем прошлого г. примерно на 10% в европейской части Рф и на Урале и всего на 2% в Сибири. Это самый низкий прирост из всех составляющих конечной цены. Как я уже сообщил, думаю, что либерализация и ценовая ситуация на рынке электрической энергии внесут наименьший вклад в возможный рост конечной цены. А население вообще рассчитывается по регулируемым тарифам.

Ценовая ситуация по регионам страны будет неоднородной, поскольку главный вклад вносит регулирование сетей и особенности договорных отношений в рознице, а это каждый раз почти индивидуальная ситуация для каждого потребителя. В некоторых случаях прирост будет заметен в связи с исходной низкой тарифной базой, которая еще с конца 1980-х годов была установлена для некоторых регионов Сибири.

— Как вы оцениваете результат введения с 2011 г. долгосрочного рынка мощности (ДРМ)? Предполагалось, что он определит на перспективу ежемесячные выплаты за мощность, которые получают генерирующие компании для компенсации своих постоянных расходов. Это должно было сформировать конкурентный экономический механизм, который даст генерации и потребителям ценовые ориентиры на несколько лет вперед и уберет с рынка дорогие неэффективные мощности.

— 2011 г. — это нетиповой г. для новой модели рынка, поэтому на основании его итогов судить об эффективности модели в целом некорректно. Проведение конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2011 г. было запланировано на ноябрь 2010 г., то есть за несколько недель до г. поставки. Поэтому многие процедуры в правилах, в том числе порядок отнесения поставщиков к работающим в вынужденных режимах, были урегулированы для 2011 и последующих годов по-разному. Это не могло не отразиться на ценовой стратегии генерирующих компаний и, как следствие, на результатах К_О_М.

Но в любом случае есть материал для анализа, есть безусловно верные вещи и те, которые требуют корректировки. Известно, что только практика подтверждает или опровергает гипотезы. Многие важнейшие для отрасли нормативные документы публично обсуждены и приняты именно в рамках запуска новой модели рынка. Это методика прогнозирования спроса, это порядок определения необходимого резерва мощности, например. С целью улучшению инвестиционного климата в отрасли разработаны и подписаны договоры о предоставлении мощности, которые обеспечивают взаимные встречные обязательства сторон по строительству, модернизации и оплате порядка 30 ГВт генерирующих мощностей.

Процедура конкурентных отборов мощности стала более прозрачной и экономически обусловленной. Раньше появление новой генерации на оптовом рынке носило заявительный характер. Никто не задавался вопросом о необходимости (с точки зрения надежности или экономической эффективности) строительства той или иной электрические станции. Решение о параметрах, выборе топлива и площадки принималось инвестором, а после выполнения формальных процедур по включению объекта в баланс обязательства по его оплате автоматически возникали у всех потребителей. Конструкция Д_Р_М изменила эту ситуацию. Цель рынка — обеспечить достаточность генерирующих мощностей, определенной структуры и качества и достижение оптимального системного финансового эффекта — как для поставщиков, так и для потребителей. Мы сделали уверенный шаг в этом направлении.

— И сколько «лишних» мощностей не прошло конкурентный отбор на 2011 г.?

— Около 2,3 ГВт. Есть уже во многом согласованный план по усилению технических требований к генерации, который, как мы ожидаем, приведет к тому, что к 2015 г. не будет отобрано на К_О_М порядка 8 ГВт. Это дополнительный качественный параметр повышения надежности и стимулирования к модернизации российской электрической энергетики.

— Но это чисто технический, а не экономический инструмент. Он отсеивает самые дорогие мощности?

— Это «устаревшие» мощности, которые характеризуются ненадлежащими техническими параметрами. В прежней конструкции потребители оплачивали и эту мощность — наряду с новой и технически исправной, что, с одной стороны, несправедливо, а с другой — не обеспечивало ясной и оптимальной картины (как технологически, так и финансово) при планировании и управлении режимами электрический станций. Попросту говоря, потребитель переплачивал за снижение риска аварийной ситуации. Это элемент надежности системы в целом. Сейчас мы говорим, что по техническим параметрам не хотим рассчитывать на такую электростанцию и не будем за нее платить.

— Но значительная часть генерации с высокой себестоимостью, которая по своим экономическим показателям не смогла уложиться в требования конкурентных отборов, все равно получила тариф Ф.С.Т. как «вынужденный генератор» и будет оплачиваться рынком. Причем эти тарифы часто значительно выше цен, определявшихся на К_О_М.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2018 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.