Зачем Дальнему Востоку нужны свободные цены на электроэнергию и мощность, рассказал руководитель «Совета рынка» (регулятор энергорынков) Максим Быстров в интервью газете «Коммерсант».
— Запуск рыночных механизмов на Дальнем Востоке обсуждался давно.
Почему процесс ускорился именно сейчас?
— Дальний Восток сейчас наше все. Рост потребления электроэнергии в
объединенной энергосистеме Востока уже составляет около 4% против 1% в первой и
второй ценовых зонах (европейская часть РФ, Урал и Сибирь.— ред). Мы эту
тенденцию видели на протяжении нескольких последних лет, а сейчас всем
очевидно, что регион стал основным транспортно-логистическим коридором для
направления основного грузопотока на Восток.
Такое развитие надо подкреплять инвестициями в инфраструктуру. Ровно поэтому
там идут инвестиции в ОАО РЖД и электросети, генерацию тоже необходимо строить.
С формированием ценовой зоны там будет выстроен механизм привлечения инвестиций
в энергетику.
— Как будет выстроена работа?
— Долгие годы из-за отсутствия рынка инвестиционные проекты в энергетике и
их исполнители в регионе назначались решениями органов власти. В 2012 году, еще
задолго до разворота транспортного потока на Восток, было дано поручение
президента построить четыре электростанции на Дальнем Востоке (Якутская ГРЭС-2,
Благовещенская ТЭЦ, Сахалинская ГРЭС-2 и ТЭЦ в Советской Гавани.— ред), на
что государство выделило 50 млрд руб. (через допэмиссию
«РусГидро».— ред). Затем решили построить и модернизировать там еще четыре
станции (Хабаровскую ТЭЦ-4, 2−ю очередь Якутской ГРЭС-2, Владивостокскую ТЭЦ-2,
Артемовскую ТЭЦ-2 «РусГидро».— ред). Позднее стало понятно, что нужны
дополнительные мощности для Восточного полигона (энергоблоки на Нерюнгринской
ГРЭС и Партизанской ГРЭС «РусГидро».— ред). И всякий раз требовались
отдельные решения правительства.
Когда в регионе появится ценовая зона, то будет выстроен рыночный механизм.
«Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) будет анализировать ситуацию,
при обнаружении энергодефицита регуляторы будут выбирать механизм: либо
модернизация старых объектов, либо строительство новых, возможно, сетевое
строительство. Проекты будут отбираться на конкурсах по наименьшей цене, что,
скорее всего, привлечет в регион новых инвесторов.
— Крепкие сетевые связи между Сибирью и Дальним Востоком в лучшем
случае протянут к 2028 году. Не логичнее ли запускать рынок вместе с новыми
сетями?
— Рынок запустить — это же не шарик в небо запустить. Необходимо
распространить на энергосистему Востока все нормы законодательства, работающие
в ценовых зонах. С Крымом (был присоединен к первой ценовой зоне с 2017
года.— ред) получилось относительно быстро, но и тогда нам понадобились
пара лет для запуска рыночных механизмов. Здесь регион больше и сложнее, и
сетевую связь туда построить труднее и дороже. Мы хотим быть полностью готовы
как раз к появлению связей. К тому же поэтапный запуск рынка на Дальнем
Востоке, как это и предполагается, можно провести и с учетом действующих
сетевых связей.
— Есть ли сетевые ограничения для свободных перетоков между
энергорайонами внутри объединенной энергосистемы Востока? Возможна ли там
конкуренция с технологической точки зрения?
— В энергетике есть понятие «медная доска» — это идеальная система, в
которой электроэнергию любому потребителю можно передать из любой точки от
любого генератора. У нас, конечно, такой медной доски нет даже в первой и
второй ценовых зонах. Наша модель рынка — узловая, в которой есть сечения
(контролируемый диспетчером набор линий электропередачи между
энергорайонами.— ред), не позволяющие, например, во время ремонтов
передавать всю вырабатываемую электроэнергию. Примерно такая же история и на
Дальнем Востоке — особых отличий от первой и второй ценовых зон нет. Рынку это
точно не мешает. Рынок как раз способствует развитию и появлению ценовых
сигналов, которые могут указать на нехватку генерации или сетей.
— Есть ли риск, что неэффективные станции даже с приходом рынка не
закроются, а просто перейдут в вынужденный режим работы из-за слабых сетевых
связей?
— Исключать нельзя. Надо смотреть конкретную ситуацию. Процедура отбора
вынужденных станций прозрачна. Если станция генерирует убытки для собственника,
но нужна энергосистеме по режимно-балансовой ситуации, то вся ценовая зона
платит объекту вынужденный тариф. Если станция нужна конкретному региону для
теплоснабжения, то за нее заплатит только этот регион. У нас, кстати,
количество станций, работающих в вынужденном режиме, в ЕЭС России
снижается.
— Есть ли оценка тарифно-ценовых последствий от запуска рынка в
регионе?
— Ценовые последствия сильно зависят от сценариев, которые закладываются в
развитие рынка. Должны быть поправки в закон об электроэнергетике и проекты
постановлений правительства, касающиеся правил работы ценовой зоны на Дальнем
Востоке, после этого появится понимание функционирования новой ценовой зоны —
расширения второй ценовой зоны (Сибирь.— ред). В любом случае при
реализации любого из рассматриваемых в настоящий момент вариантов резких
скачков цен не предполагается.
— Когда будут готовы первые оценки, учитывая планы запуска рынка уже
в конце 2023 года?
— Когда будет понимание с нормативной базой. В ноябре 2023 года запланирован
запуск только первого этапа, когда основная часть электроэнергии будет
продаваться по РД (регулируемые договоры на поставку энергии по
тарифам.— ред). Постепенно доля продажи по РД будет снижаться.
— В текущем году тарифы в регионе выросли на 50%. Рыночная цена
будет выше тарифов?
— Цены в регионе действительно серьезно выросли. Но нужно понимать, что
Дальневосточная генерирующая компания (входит в «РусГидро».— ред) получает
убытки при высоких ценах на уголь. В 2022 году правительством было принято
решение о включении в тариф выпадающих доходов за прошлые периоды. Причем этот
процесс размазан на несколько лет: регулятор будет возвращать убытки «РусГидро»
не один год, поэтому мы можем ожидать дальнейшего объективного роста тарифов.
Даже если цена на уголь упадет, а сейчас есть такая тенденция, «РусГидро» все
равно нужно возвращать убытки за предыдущие годы. История социально очень
сложная, но экономически правильная: если вы потребили ресурс, то вы за него
должны заплатить экономически оправданную цену.
Мы сейчас фактически увеличиваем базу. Рынок на сутки вперед (РСВ)
базируется на топливной составляющей: станции будут получать честную цену на
топливо, что, собственно, сейчас им ФАС и возвращает в тарифе.
— Предположим, цена РСВ останется на уровне тарифов для ТЭС. Но цена
для ГЭС вместо текущих копеечных тарифов вырастет в разы из-за перехода в
ценопринимание. Это сильно увеличит среднюю цену?
— Во-первых, текущие тарифы ТЭС, помимо фактических топливных затрат,
включают компенсацию значительных выпадающих доходов за прошлые периоды. Цена
РСВ отражает только актуальные топливные затраты и должна сложиться ниже.
Во-вторых, на переходный период регуляторами могут быть предусмотрены
особенности торговли для ГЭС. Да и выработка гидроэлектростанций в регионе не
такая большая, здесь расположены Зейская, Бурейская, Нижне-Бурейская и каскад
Вилюйских ГЭС.
— По цене мощности тоже не стоит ждать всплеска цен?
— Не стоит. Первое время цена мощности для электростанций будет равна цене
КОМ в Сибири.
— Сейчас самый высокий тариф на электроэнергию у Майской ГРЭС
«РусГидро». Станет ли она замыкающей станцией, которая будет транслировать цену
на всех?
— Действительно, тариф у нее в этом году 8,96 руб. за 1 кВт•ч. Но
Майская ГРЭС — крошечная станция с мощностью всего 6 МВт! Ни в одном из
наших предварительных сценариев она не замыкает цену. Кроме того, данная
станция в силу размера сможет работать на розничном рынке.
— Какая станция может стать замыкающей?
— Сложно сказать. Это зависит от расчетной модели. В разные периоды времени
это будут разные генерирующие объекты, в том числе новые и модернизированные,
которые будут построены на Дальнем Востоке к моменту полного перехода к
рынку.
— Ведется ли обсуждение ценовых последствий с промышленностью,
которая имеет инвестиционные проекты в регионе?
— Ведется. Обсуждения уже проводятся на площадке Минэнерго, «Совет рынка»
принимает в них самое активное участие. Понятно, что сейчас речь идет больше о
базовых вещах. Более предметная дискуссия начнется на этапе общественного
обсуждения изменений в нормативно-правовую базу. Нет задачи сделать плохо, есть
задача сделать правильно, чтобы система не зависела от каких-то волюнтаристских
и лоббистских усилий. Будут честные и прозрачные цены, определенные по итогам
конкурсных процедур. В случае с рынком все составляющие цены можно посмотреть
на нашем сайте, на сайте АТС, запросить у нас. Все крупные потребители станут
членами «Совета рынка», а значит, смогут прийти на наш набсовет, задать вопросы
и дать поручения. Прозрачность и честность — уже большой положительный
фактор.
— Из-за роста тарифов в этом году может ли вырасти надбавка для
первой и второй ценовой зоны, которая идет Дальнему Востоку на компенсацию
разницы цен?
— Сейчас эту надбавку де-факто получают только технологически изолированные
территории Дальнего Востока. Но формально в документе, регламентирующем
распределение надбавки, надбавка полагается всем регионам Дальнего Востока, где
тарифы пробивают базовый уровень среднероссийской цены на электроэнергию. В
текущем году ФАС установила базовую цену на уровне около 6 руб. за
1 кВт•ч. Если новые тарифы на Дальнем Востоке будут выше среднероссийского
уровня, то, наверное, придется надбавку давать и другим территориям региона. Но
нельзя забывать и про рост цен на электроэнергию и в остальной части России,
из-за чего базовая среднероссийская ставка будет тоже подрастать. Но опять же
была логика, что мы даем надбавку только для развития инвестиций в регионах
Дальнего Востока. Тем более надбавка на 2023 год уже сформирована.
— ФАС может пересчитать размер надбавки и увеличить ее объем на 2024
год?
— Размер надбавки определяется правительством в установленные сроки. На 2024
год эти сроки еще не наступили.
— В регионе сейчас всего две компании — «РусГидро» и СГК, причем у
последней лишь одна Приморская ГРЭС. Каким образом предполагается увеличение
числа участников?
— Механизмы влияния на конкурентную среду рынка существуют, в том числе в
виде соответствующих инструментов ФАС. Когда рынок заработает, там по идее
должны появиться интересанты. Также увеличение числа участников может произойти
естественным путем в результате строительства новых объектов по механизму КОМ
НГО.
— У «РусГидро» уже есть проекты модернизации и строительства новых ТЭС,
которые будут окупаться за счет платежей ценовых зон. Как это будет совмещаться
с запуском рынка?
— Да, будет совмещаться. В действующей модели первая и вторая ценовые зоны
будут участвовать в плате за мощность только в части возврата инвестиций и в
долях, соответствующих долям их пиков в суммарном пике потребления мощности.
Оставшуюся часть инвестиций и компенсацию всех эксплуатационных затрат оплатят
потребители Дальнего Востока.