Анализ итогов хода реформ с переводом отрасли на рыночные принципы хозяйствования с частичной приватизацией производственных фондов показали очень низкую мотивации частных компаний для технологиского переустройства и обновления. Именно поэтому появились инвестиционные программы энергетического строительства по ДПМ-1, ДПМ-2 и другие, все коммерческие риски реализации которых государство переложило на энергопотребителей.
Поэтому в статье поднимаются вопросы о необходимости глубокого пересмотра сложившихся отношений в обороте электроэнергии и ценообразовании в целях перевода отрасли на научное обеспечение развития с мобилизацией энергомашиностроения на производство конкурентоспособной продукции на отечественных заводах для электроэнергетики. Предложены институциональные меры по организации такого перехода.
Энергетическая безопасность под угрозой
В качестве некоторых итогов состояния электроэнергетического комплекса в нашей стране, чему был посвящён, в частности, и энергетический форумв Сочи в марте 2021 года [1], можно сегодня констатировать следующее:1. По уровню производства электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения в отчетном 2021 году — 1114,6 млрд кВтч и 161,4 ГВт по совмещенному графику электрических нагрузок ЕЭС России фактически только достигнуты уровни показателей 1990 года.
2. Полезное электропотребление в этом году составило величину 1090 млрд. кВтч при суммарной установленной мощности электростанций 246,6 ГВт, против 197 ГВт в 1990 году. То есть, за 30 лет постпланового периода электропотребления почти не приросло, а установленная мощность электростанций была увеличена почти на 50 ГВт.
3. Следовательно, избыток установленной мощности по сравнению с фактическим максимумом электрических нагрузок составляет 85,0 ГВт.
Эта величина сопоставима с величиной суммарной мощности электростанций всех четырёх стран ЕАЭС и содержится за счёт цен (тарифов) для потребителей.
Электросетевой комплекс ПАО «Россеть» с напряжением сетей 750 кВ и ниже обеспечивает централизованное электроснабжение около 95% электропотребителей страны.
4. Эффективность использования энергетических мощностей электростанций и пропускной способности электрических сетей в среднем по отрасли очень низкая. ЧЧИМ около 43%, а пропускные способности электрических сетей ~35%, что существенно ниже показателей в развитых зарубежных странах.
5. Конкуренция производителей электроэнергии организована только по переменной составляющей стоимости кВтч. Это всего около 30% конечной цены для потребителя, в состав которой включается стоимость содержания мощности электростанции и стоимость услуг электрических сетей всех классов напряжения, всех структурных организаций Оптового рынка и розничных рынков электроэнергии, включая торговые надбавки для энергосбытовых организаций на розничных рынках. Поэтому государственным регулированием цен (тарифов) охвачено около 70% цены для потребителя конечного пользования.
6. Ценообразование на электроэнергию для разных групп потребителей практикуется с существенным искажением физической и экономической природы распределения производственных затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии по электросетям разных классов напряжения, что представляет собой разного вида перекрестное субсидирование. Например, перекрестное субсидирование цен (тарифов) для группы «население и приравненные к ним прочие потребители» за счёт увеличения соответствующих цен для потребителей реального сектора экономики сегодня достигает более 400 млрд руб./ в год. На оптовом рынке при проведении КОМ и определении цены за вторую часть стоимости кВтч - ее постоянной составляющей применяются ценовые надбавки для субсидирования межрегионального характера, а также для поддержания ВИЭ и утилизации мусора. Оценка величины этого вида субсидирования составляет тоже примерно около 250 млрд руб./год. Эта величина субсидирования так же приходится на субъекты реального сектора экономики.
7. Инвестиционные программы развития электроэнергетических мощностей (Программа по ДПМ-1) также осуществлены за счёт специальных сборов с крупных потребителей электроэнергии - субъектов ОРЭМ, для оплаты возврата инвесторам их финансовых средств, потраченных на финансирование строительства новых электростанций без оформления доли государства в акционерных капиталах энергетических компаний.
8. Финансрование инвестиционных программ развития электросетевого хозяйства на территориях субьектов РФ для энергоснабжения новых электропотребителей также частично включается в цены (тарифы) для уже существующих потребителей, что также противоречит рыночным принципам бизнес — планирования.
Суммарно величина перекрестного субсидирования в ценах (тарифах) на электроэнергию для конечных потребителей реального сектора экономики оценивается величиной около 1,0 трлн руб./год.
Такой ценовой перекос обусловил завышение цен для промышленных предприятий практически в два раза, а для населения занижение цен почти в два раза. Постановление Правительства РФ о дифференцированных тарифах на электроэнергию для населения в зависимости от величины электропотребления, можно сказать, не работает. По итогам, например 2020 года [2], средневзвешенная цена электроэнергии для промышленности в нашей стране была дороже соответствующего показателя цены в США в 2,38 раза, если считать конвертацию валют по покупательской способности. Для населения это превышение составило 26%.
В результате, «в 2020 году российские потребители по сравнению с американскими заплатили за потреблённую электроэнергию больше на 2.55 трлн руб. (в ценах 2020г.)». А это значит, что в нашей электроэнергетике накоплены слишком большие «складские резервы» мощностей, содержание которых дорого обходится отечественным потребителями, снижая конкурентоспособность экономики в целом.
Согласно критериям утверждённой Доктрины энергетической безопасности страны [3], электроэнергетика превратилась в «фактор внутренних угроз» для нашей экономики.
9. Основным принципом Государственного тарифного регулирования принят принцип обязательной ежегодной индексации тарифов на электроэнергию по формуле «коэффициент инфляции - %», что имеет лишь одно преимущество - простоту и понятность для всех уровней власти.
Серьезные недостатки госрегулирования
В то же время названный принцип государственного регулирования имеет очень серьёзные недостатки:а) уровень инфляции принимается прогнозный, а не фактический отчетный за предшествующий период;
б) применяется без должного экспертного анализа со стороны потребителей эффективности и целевого использования ранее предоставленных энергокомпаниям финансовых средств в рамках признанного для них уровня НВВ;
в) индексация цен (тарифов) проводится не в заявительном порядке, когда энергокомпания в обращении к регулятору прилагает обоснования объективной необходимости увеличения ранее принятого уровня цен (тарифов), а проводится ежегодно в обязательном порядке даже тогда, когда по объективным причинам цены (тарифы) можно было бы пока и не пересматривать.
Поэтому практикуемая индексация структурно искаженных цен (тарифов) только усугубляет стагнацию реального сектора экономики, субъекты которого для сохранения прибыльности своего бизнеса соответственно повышают цены на свои товары и услуги, раскручивая тем самым инфляцию.
11. Представляется целесообразным пересмотреть практикуемую систему госрегулирования цен (тарифов) на электроэнергию, организовав принятие новых правил в обороте электроэнергии.
При этом необходимо обеспечить условия жесткой конкуренции производителей энергии, начиная с эффективной конкуренции всех производителей энергии на региональных розничных рынках.
Организация конкурентных рынков
В этой области предлагается к рассмотрению:11.1. На Оптовом рынке вернуться к организации конкуренции производителей электроэнергии по нормальной цене кВтч. То есть отказаться от разделения стоимости кВтч на переменную и постоянную составляющие и нормативно принять величину коэффициента энергобансовой надежности ЕЭС при определении необходимого резерва мощности в ЕЭС с учётом рыночной достаточности уровня избыточного предложения производителей над спросом не выше 25%.
11.2. Для организации действительно конкурентных розничных рынков электроэнергии (КРРЭ) предлагается преобразовать электросетевые комплексы на территориях субъектов РФ в цифровые торговые платформы для организации конкурентных торгово-договорных отношений между всеми субъектами на каждом таком региональном рынке, заключая договора с активными ценозависимыми потребителями.
Состояние, функционирование и развитие такой региональной цифровой торговой платформы может и должно определяться самими субъектами этого рынка, то есть всеми производителями (поставщиками) электроэнергии, включая ОРЭМ, и всеми активными (просьюмерами) и пассивными ценозависимыми энергопотребителями по правилам таких рынков, утверждённым государством в установленном порядке.
Другими словами, речь идёт о преобразовании электросетевого комплекса на территориях субъектов РФ в физическую основу торговых отношений (платформу) всех потребителей электроэнергии и всех видов генерации (поставщиков), выдающих свою мощность в сеть 0,4–110 кВ, включая и поставки с ОРЭМ в распределительную сеть через соответствующие группы точек поставок (центры питания от ЕНЭС – подстанции 220 кВ и выше).
При этом целесообразно исходить из того, что всё электросетевое хозяйство региона создано для существующих потребителей и для действующих электростанций по их заявкам на технологическое присоединение к сети и для выдачи мощности электростанций в сеть.
Поэтому оплату затрат для обеспечения функционирования такой цифровой торговой платформыв виде существующего электросетевого комплекса (необходимую валовую выручку – НВВ) должны обеспечить существующие потребители и уже существующие электростанции (поставщики) в виде внесения каждым из них соответствующей абонентной платы (плата за мощность). Ее величина должна определяться пропорционально ранее заявленным мощностям для присоединения к сети, обеспечивая ежегодно для сети необходимую величину НВВ, независимо от величины покупаемой (потребляемой) из этой сети электроэнергии.
Таким образом автоматически решается и вопрос оплаты так называемых неиспользованных резервов в электросетевом комплексе.
Предложение освободить от абонентной платы субъектов генерации под предлогом того, что в конечном итоге всё оплачивает потребитель, в данном варианте не рассматривать как деструктивные по определению.
Для реализация этого предложения необходимо:
а) Объединить все ТСО и электросетевые подразделения МРСК, например, в рамках территории субъектов РФ в одну электросетевую компанию в виде дочерней компании соответствующего регионального МРСК – ДСК МРСК с соответствующим региональном диспетчерским управлением(РДУ) - оператором по обеспечению надёжности работы региональной энергосистемы. Это предложение согласуется с Энергетической стратегией электросетевого комплекса страны;
б) Интересы населения представлять соответствующими социальными департаментами региональных администраций. Все промышленные потребители электроэнергиисами представляют свои интересы сами или через юридические компании и/или отраслевые ассоциации, энергосбытовые компании, интеграторы электрических нагрузок и электрогенерации всех типов, выдающие свою мощность в сеть напряжением 0,4 – 110 кВ.
Все субьекты КРРЭ как юридические лица на территории субъектов РФ должны объединится в НП КРРЭ (или СРО), в рамках которого образуется региональный администратор, биллинговый центр и коммерческий оператор рынка. В качестве последнего может быть и уже существующий гарантирующий поставщик на территории СРФ с изменением его функций.
При этом следует подчеркнуть особую важность и необходимость создать механизм активного участия представителей всех групп потребителей в регуляторном тарифном регулировании, что обеспечит условия транспарентности и справедливой дифференциации тарифов при принятия тарифных решений. Об этом свидетельствует положительный опыт зарубежных стран.
в) Между ДСК МРСК и НП (СРО) КРРЭ с участием соответствующего департамента администрации субъектов РФ (регулятора) заключать долгосрочный договор о сотрудничестве, в рамках которого оговариваются обязательства сторон по обеспечению функционирования электросетевого комплекса и его развития при технологическом присоединении новых субъектов рынка и обеспечению надёжного электроснабжения подключённых к сети потребителей, а также порядок определения и величину абонентной платы каждым субъектом КРРЭ в размерах, обеспечивающих ДСК МРСК необходимую суммарную величину НВВ.
г) Между НП (СРО) КРРЭ СРФ и НП «Совет рынка» - ОРЭМ заключать долгосрочный договор о порядке и правилах коммерческого взаимодействия двухуровневого рынка электроэнергии с определением величины абонентной платы Советом рынка своей доли на содержание ДСК МРСК, если с ОРЭМ осуществляется поставка электроэнергии в КРРЭ. И наоборот, если дешёвая электроэнергия поставляется от КРРЭ в ОРЭМ, или по величине сальдовых перетоков через коммерческое сечение. При этом величина наеобходимой валовой выручки ДЗО МРСК рассматривается НП (СРО) КРРЭ по их экономически обоснованной заявке, а не ежегодно в обязательном порядке, как это практикуется сегодня, с экспертной оценкой фактической эффективности целевого использования финансовых средств НВВ за отчетный период и представляются свои предложения по изменению тарифов для утверждения в ценовые органы администраций субъектов РФ.
Оплату потребляемой электроэнергии на торговой платформе КРРЭ и соответствующую долю превышения уровня нормативных потерь электроэнергии в ее сети потребители оплачивают по показаниям коммерческих счётчиков и по ценам (тарифам) розничного рынка в соответствии с Правилами функционирования конкурентного розничного рынка.
При этом все субъекты КРРЭ должны обеспечить через НП КРРЭ СРФ финансирование функционирования регионального электросетевого комплекса и его развития, как торговой платформы общего пользования.
От субъектов до объектов
При технологическом присоединении к электрической сети новых потребителей электроэнергии:- новые электросетевые объекты, необходимые для технологического присоединения к сети новых энергопотребителей и стоимость технологического присоединения этих новых потребителей после реализации присоединения вносятся новыми субъектами рынка в виде своего вступительного взноса в торговую систему регионального рынка.
При этом величины абонентной платы - долевые платежи уже существующих и вновь появившихся субъектов КРРЭ, пересчитываются с учётом состоявшегося развития сети общего пользования ДСК МРСК; - новые потребители, становясь субъектами конкурентного розничного рынка, оплачивают покупную электроэнергию по показаниям приборов коммерческого учёта по правилам и ценам этого рынка на общих основаниях.
Субъектами КРРЭ должны стать:
- городские и промышленные ТЭЦ, независимо от величины установленной мощности, с обязательным сохранением их права быть субъектами: а) городских рынков теплоэнергии на территории субъектов РФ и б) рынка системных услуг ОРЭМа;
- все типы распределённой генерации, включая ВИЭ, и созданные на их базе микрорынки электроэнергии;
- поставщики электроэнергии (мощности) с ОРЭМа;
- энергосбытовые компании;
- все ценозависимые потребители (пассивные) и располагающие собственной генерацией (просьюмеры);
- интеграторы электрических нагрузок;
- микрогенерация коммунально-бытового сектора;
- разного типа независимые самобалансирующиеся объединения производителей и потребителей электроэнергии.
Инфраструктурными организациями КРРЭ должны стать:
- электрическая сеть на территории такого КРРЭ, необходимость преобразования которой в физическую платформу такого рынка (ФП КРРЭ) для общего публичного использования представляется ключевым фактором;
- региональный системный оператор надёжности энергосистемы (РДУ);
- региональный коммерческий оператор рынка (РКОР), возможно как преобразованный функционал гарантирующего поставщика;
- региональный биллинговый центр финансовых расчётов (РБЦФР).
Составляющие выручки
Учитывая то, что все энергоисточники когенеративного типа являются субъектами рынка теплоэнергии в каждом городе их места расположения, ценообразование на их продукцию (электроэнергию и тепло) должно определяться в первую очередь правилами конкуренцией на поставку тепла в соответствующем городе.Этот аспект проблемы, как представляется, подлежит дополнительной методической проработке и уточнению правил функционирования городских рынков тепла с уточнением роли ЕТО.
При этом следует иметь в виду, что в условиях рыночных отношений валовая выручка ТЭЦ, как и других когенеративных источников, должна формироваться из трёх составляющих:
Первая составляющая – это выручка от продажи теплой энергии по цене, на которую относится весь экономический эффект экономии топлива при комбинированном производстве электроэнергии и тепла;
Вторая составляющая – это выручка от продажи потребителям электрической энергии, произведённой в теплофикационном режиме, по маржинальным тарифам ОРЭМа, формируемым замыкающими баланс КЭС;
Третья составляющая – это выручка от продажи услуг ТЭЦ на рынке системных услуг ОРЭМа.
Укрупнённая блок-схема организации конкурентного регионального рынка электроэнергии и его место в общей схеме оборота электроэнергии представлена на рис. 1.
Успех в консолидации
12. Существенным фактором раскручивание инфляции в последнее время является санкционная политика зарубежных стран по отношению к отечественному бизнесу, что связано с запретами или стоимостным диктатом при импорте энергетического оборудования и запасных частей к ранее поставленному оборудованию.Этот фактор определился на продолжительное время и сейчас требуется принятие экстраординарных мер не только по импортозамещению. Куда важнее переход на жесткую форму инвестиционного планирования через госзаказы в развитии не только электроэнергетики, но и всех смежных промышленных отраслей, по отношению к которым электроэнергетика должны выступать заказчиком и партнером по организации и проведению научных исследований и опытно - конструкторских работ по прорывным энергетическим технологиям.
Представляется, что лишь такое сотрудничество и объединение интеллектуального потенциала может решить проблему технологического лидерства в энергетической сфере, так как заниматься только импортозамещением догоняющего типа, это быть всегда в отстающих.
В силу объективных причин, к сожалению, отечественный энергомашиностроительный комплекс не был готов к открытой конкуренции с иностранными фирмами. Поэтому для строительства новых тепловых электростанций по программе ДПМ энергокомпании закупили 80% импортного оборудования, а отечественные заводы сводили концы с концами лишь на поставке, в основном, запчастей для электростанций прошлого века.
В настоящее время реализуется программа модернизации устаревших ТЭС для продления их сроков службы, что качественно не меняет картину заказов для энергомашиностроителных заводов, так как энергокомпании под модернизацией предлагают дополнительно получить деньги на капремонт старых мощностей.
Электроэнергетика как отрасль пока не сформировала стратегический перспективный заказ для отечественной промышленности, а решение задачи импортозамещения в условиях объявленной нам тотальной санкционной войны лишь актуализирует проблему научно-технического обеспечения развития отечественного энергомашиностроения.
Для решения очевидной проблемы необходима концентрации усилий как минимум двух министерств - Минэнерго России и Минпромторг России.
12.1. Предлагается рассмотреть следующие меры.
В рамках двух вышеназванных министерств с участием РАН и Минобра России создать объединённый государственный комитет по науке и технике в области энергетики ( ГКНТЭ), в структуре которого объединить работу и образовать:
- новый центр компетенций в электроэнергетике - генеральный разработчик проектов нормативных и правовых документов по развитию энергомашиностроительного комплекса и электроэнергетики на перспективу 10- 15 лет.
Образование такого Центра предусмотрено утверждённой Энергетической стратегией РФ до 2035 года [3].
12.2. Создать объединённый научно-технический Совет на базе трёх отраслевых существующих: НП « НТС ЕЭС», «НТС Государственного Фонда развития промышленности» и «НТС Государственного Фонда развития технологий».
Одной из основных задач ГКНТЭ - организовать и селективно обеспечить финансирование работ НИИ РАН, профильных энергетических кафедр ВУЗов, отраслевых НТЦ, проектных институтов и независимых коммерческих центров компетенций в смежных отраслях для целенаправильного решения актуальных проблем энергетики, проведения НИОКР на прорывных технологиях и обеспечивать мотивацию энергетических и промышленных компаний на переход к серийному производству новых прорывных технологий.
12.3. Для финансового обеспечения деятельности ГКНТЭ предлагается образовать целевой Государственный Фонд инновационного развития энергетики и энергоэффективности (ГФИРЭЭ), для чего в его составе обьединить два существующих государственных Фонда - фонд развития промышленности и фонд развития технологий, а так же специально создаваемый фонд развития энергетики и энергоэффективности.
В качестве финансовых источников образования последнего Фонда предлагается рассмотреть: централизацию обчислений на НИР из состава всех ПИР по энергетическим объектам, дивиденды на госпакеты акций в акционерных энергетических компаниях, включая дивиденды на пакеты акций при оформлении доли государства в ОГК за построенные электростанции по программе ДПМ и от продажи 49% акций вновь построенных электростанций за счёт государством собранных средств с потребителей, а также госбюджетное финансирование особо важных прорывных технологий.
12.4. В целях эффективной реализации государственных программ инновационного развития электроэнергетики рассмотреть целесообразность образовать в структуре Минэнерго России государственную корпорацию электроэнергетики - ГК «Россэнерго» с правами хозяйственной деятельности для выполнения следующих основных функций:
* Осуществлять государственную техническую политику в энергетике через управление государственными пакетами акций во всех акционерных энергетических компаниях. Для этого необходимо передать соответствующие полномочия и пакеты акций от РФФИ в ГК «Россэнерго».
По заданию Минэнерго России в соответствии с инвестиционными программами ГКНТЭ выполнять:
*Функции государственного заказчика по строительству новых энергетических объектов, финансируемых из ГФИРЭ.
* Осуществлять контроль за ходом строительства и выполнять функции приемщика выполненных подрядчиком работ по строительству энергетических объектов и предъявленных для приемки заказчику.
* На базе принятых на хозяйственный баланс имущественных комплексов в виде готовых к эксплуатации энергетических объектов создавать акционерные коммерческие энергетические компании и выставлять 49% их акций на продажу через товарную биржу.
* В составе ГК «Россэнерго» может функционировать государственная энергетическая компания по коммерческой эксплуатации вновь созданных электростанций.
Предлагаемая для обсуждения Блок - схема укрупнённой структуры Государственного обеспечения инновационного развития электроэнергетического комплекса страны приведена на Рис. 2.
Заключение
Представленные в статье предложения - это реакция на сложившееся неудовлетворительное положение в электроэнергетике, которая органично нуждается в корректировке системы управления ее развитием, и с надеждой, что данные предложения будут рассмотрены и в Минэнерго России и законодательном Федеральном Собрании России.Список литературы.
1. О будущем электроэнергетики России...», СГИЭ- 21, г.Сочи, 11-12 марта 2021 г., ж-л “Электроэнергия. Передача и распределение»,2021г., N2(65).
2.Б.И. Нигматулин, Р.И. Нигматулин, « Макроэкономические и демографические показатели России в период 1970(1980)- 2020 гг», Москва, издательство «Литтерра»,2022 год. ISBN 978-5-4235-0372-7, стр.206-207.
3 .“ Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации», утверждённая Указом Президента РФ от 13.05.2019 года N216.
4.”Энергетическая стратегия России на период до 2035 года»,утверждённая Распоряжением Правительства РФ от 9.06.2020 года N1523.
С.В. Мищеряков, Г.П. Кутовой
