Большинство российских регионов уже почти два года живет в условиях полной либерализации рынка электроэнергии. Но Дальний Восток остался в числе территорий, где цены устанавливает государство. Иногда это не так уж плохо для потребителей, однако властям есть над чем поработать: действенных механизмов возврата инвестиций для производителей электроэнергии пока не предусмотрено, и это грозит проблемами при модернизации отрасли.
Нестандартные территории
С тех пор как реформа энергетики в России официально завершилась, в большинстве субъектов федерации регулируемые тарифы сохранились только для населения и приравненных к нему потребителей, а для предприятий и организаций цена электроэнергии определяется рынком. Правда, к ней прибавляются регулируемая ФСТ и региональными энергетическими комиссиями стоимость услуг по передаче электроэнергии (различается для высокого, среднего и низкого напряжения), сбытовая надбавка (на деятельность сбытовых компаний) и инфраструктурные платежи (на нужды системного оператора и организаций, обеспечивающих работу оптового рынка — очень небольшие). Так что в конечной стоимости киловатта доля "свободной" цены может быть не так уж высока — иногда меньше половины, но она все же есть.
На Дальнем Востоке ситуация другая. Среди девяти регионов ДФО нет ни одного, где цены отпустили бы на волю: малая заселенность территории налагает ограничения на работу энергетиков. Магадан, Сахалин, Чукотка, Камчатка и большая части Якутии (кроме Южно-Якутского района) — это районы, не связанные с электрическими сетями других регионов, основу энергоснабжения там составляет распределенная генерация: маленькие дизельные станции, дорогое привозное топливо и тарифы, которые, даром что регулируются, в несколько раз выше тех, к которым привыкли потребители в центральной России.
Другая часть ДФО — так называемая неценовая зона: Приморье, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и южная часть Якутии. Со своим оптовым рынком электроэнергии, где встречаются единственный продавец и единственный покупатель. Функции единого закупщика и продавца выполняет ОАО "Дальневосточная энергетическая компания" (ДЭК), входящая в "РАО ЭС Востока". Тепловая генерация сосредоточена в другой "дочке" РАО — ОАО ДГК, а гидрогенерация — в "РусГидро", которому РАО по большей части и принадлежит. С такой структурой собственности смешно говорить о конкуренции. Поэтому "справедливую рыночную цену" здесь определяет государство.
Бесценное регулирование
В 2011 году плановая средняя цена электроэнергии для юридических лиц в неценовой зоне Дальнего Востока составляла 2,33 руб. за 1 кВт ч, а в 2012-м — 2,32 руб. Впрочем, и эти деньги платят не все. По данным ДЭК, за первое полугодие 2012 года средняя цена покупки уменьшилась на 4,2%, до 2,23 руб. за 1 кВт ч — таким образом, предприятия сэкономили порядка 1,2 млрд руб. за счет снижения цены на оптовом рынке. В Федеральной службе по тарифам предлагают ничему не удивляться: "Дальний Восток — регион, развитию которого правительство уделяет особое внимание. Там действуют отличные от других субъектов Российской Федерации методики образования цен на электроэнергию. Эта деятельность направлена на усиление конкурентоспособности региона".
Определение цены оптового рынка в неценовых зонах не вполне тривиальный фокус. Устанавливая тариф на электрическую энергию, регулятор оценивает как стоимость ее производства на разных станциях (для чего генерирующие компании должны обосновать свое представление об уровне необходимой валовой выручки), так и ожидаемый объем потребления. Этот объем условно распределяется по источникам таким образом, чтобы полностью загрузить самые дешевые станции, то есть гидрогенерацию. Затем рассчитывается загрузка тепловых станций, работающих в режиме когенерации (вырабатывающих и свет, и тепло), все равно ведь без отопления никуда не денешься. Остальные тепловые электростанции принимаются в расчет в последнюю очередь. Исходя из этой плановой загрузки станций и определяется тариф. Впоследствии цена ежемесячно корректируется, и если фактически на "дешевых" станциях было произведено больше электроэнергии (например, прошло много дождей и гидростанции оказались загружены больше, а дорогие тепловые станции — меньше), то и потребитель заплатит меньше, чем планировалось. Похожая история происходит и со вторым товаром, торгуемым на оптовом рынке электроэнергии,— мощностью (фактически — готовностью станций в любой момент выдать в сеть необходимые объемы электроэнергии). Появление новых потребителей или снижение количества поставляемой мощности производителями уменьшает сумму, которую приходится платить каждому отдельному потребителю.
Экономия бывает весьма значительной. Например, в июне стоимость 1 кВт ч электроэнергии по одноставочному тарифу в Приморском крае оказалась на 17 коп. меньше, а в Якутии — на 27 коп. "Несмотря на регулируемое ценообразование, цена ведет себя абсолютно по-рыночному: дешевые станции загружаются, цена снижается. Даже в зимние месяцы цена на электрическую энергию с учетом мощности ниже установленных тарифов",— отмечает начальник департамента сопровождения розничных рынков НП "Совет рынка" Сергей Филатов.
Энергоэффективность против тарифов
Одним из важных направлений поддержания стабильной тарифной ситуации в регионах ДФО является повышение эффективности энергетического комплекса, подчеркивает заместитель министра энергетики Михаил Курбатов. Для решения этой задачи предусмотрен целый ряд мер. Так, напоминает господин Курбатов, в результате выполнения комплексной программы развития энергетики ДФО до 2025 года должна произойти оптимизация режимов работы оборудования энергосистем Дальнего Востока для снижения потерь за счет большей загрузки ГЭС.
Кроме того, говорит заместитель главы Минэнерго, должны быть снижены удельные расходы топлива на выработку 1 кВт ч на 15% за счет ввода новых эффективных генерирующих и вывода неэффективных мощностей. Сейчас, как поясняют в НП "Совет рынка", так называемый коэффициент резервирования на Дальнем Востоке больше, чем где бы то ни было в стране: он составляет 2,5, то есть суммарная мощность существующих станций в 2,5 раза больше потребности. Но, во-первых, среди этих станций много старых и неэффективных, а во-вторых, при подобном общем "переизбытке" все еще остаются города и районы, страдающие от дефицита мощности (например, с такими ограничениями столкнулся Владивосток).
Для удаленных районов важным является еще одно направление — развитие локальной генерации с использованием местных топливных ресурсов или альтернативных генерирующих источников. "Как известно, значительная часть в тарифах на электроэнергию в ДФО — это топливная составляющая",— отмечает заместитель министра. В частности, утвержденной Минэнерго программой развития локальной генерации с обеспечением местными топливными ресурсами Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года предусматривается внедрение многофункциональных энергетических комплексов: возобновляемые источники энергии плюс дизельные электростанции плюс котельные с высокой степенью автоматизации. Повышение эффективности использования топлива, использование местных видов топлива и возобновляемых источников энергии помогут в борьбе против высоких тарифов.
Если же говорить об электросетевом комплексе, продолжает господин Курбатов, то здесь необходимо совершенствовать вопросы RAB-регулирования и качества инвестиционного планирования. "Здесь очень многое зависит от региональных органов власти в части качества разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ. Очень часто Минэнерго и энергокомпаниям приходится сталкиваться с тем, что потребляемая мощность оказывается существенно меньше заявленной в плане, в то время как энергетики полностью выполнили свои обязательства и обеспечили необходимые вводы",— сетует он.
Инвестиционные задачи
Вопрос, как обеспечить финансовую сторону предполагаемой модернизации энергетики в районах Дальнего Востока, остается пока открытым. "Что касается источников финансирования и создания системы возврата инвестиций для генераторов в неценовых зонах, то такие механизмы сейчас находятся только в стадии обсуждения",— говорит Михаил Курбатов, соглашаясь, что теоретически одним из вариантов может быть использование в неценовых зонах долгосрочных, на 15-20 лет, договоров о поставке мощности (ДПМ).
"По механизму ДПМ можно четко прописать обязательства генератора по выдаче мощности: местоположение, сроки ввода мощности, ее объемы, технические характеристики оборудования. А с другой стороны, договоры на сроки до 20 лет позволяют сгладить темп роста тарифов от ввода новых мощностей на отдельных территориях для потребителей и зафиксировать норму доходности генераторов",— уточняет господин Курбатов.
Договоры о поставке мощности хорошо зарекомендовали себя в качестве механизма возврата инвестиций в ценовых зонах, но, как замечает Сергей Филатов, территории эти куда более населенные, поэтому затраты на строительство новых станций, которые несут компании согласно ДПМ, распределяются на большое количество плательщиков. В случае простого копирования этого механизма на изолированный от единой энергосистемы России малонаселенный Дальний Восток затраты распределятся на куда меньшее количество плательщиков, что может быть весьма болезненным. Так что задача создать аналог ДПМ на Дальнем Востоке, подчеркивают в НП "Совет рынка",— сложная, которую, однако, нужно решать.
Совершенствование механизмов тарифного регулирования представляется весьма актуальным для генерирующих компаний, планирующих вложить десятки миллиардов в строительство новых энергоблоков. К примеру, стоимость реализации утвержденной Минэнерго инвестиционной программы "РАО ЭС Востока" (с учетом проектов дочерних компаний) на 2012-2014 годы составляет 20,1 млрд руб. в 2012 году, 28,5 млрд руб. в 2013 году и 28,5 млрд руб. в 2014 году. Естественно, энергетикам хотелось бы обеспечить окупаемость этих затрат.
"Необходимость в разработке инструментов для привлечения инвестиций в электроэнергетику Дальнего Востока очень высока,— рассуждает зампред правления "Совета рынка" Павел Сниккарс.— Это единственная возможность обеспечить финансирование нового строительства объектов дальневосточной электроэнергетики, на которое там сейчас деньги взять просто неоткуда. Но нам представляется, что на сегодня локальных источников может быть не вполне достаточно. Территория изолированных систем Дальнего Востока — это территория, в которую всегда придется дополнительно финансировать из федерального центра или иных внешних источников".
Нет готового решения и у Минэнерго. По словам господина Курбатова, "о конкретной проработке" вопроса о применении ДПМ на Дальнем Востоке "говорить пока рано". Но, заверил заместитель министра, "в любом случае Минэнерго будет использовать комплексный и сбалансированный подход, который должен обеспечить отсутствие резкого роста тарифа для потребителей Дальнего Востока".