2016 год подходит к концу. Для электроэнергетики страны он не стал ни переломным, ни знаковым. И это несмотря на то, что этот год был первым полноценным годом деятельности нового регулятора отрасли – ФАС России, с чем наблюдатели связывали немалые надежды. И на то, что Минэнерго наконец обозначило долгожданные контуры своего дальнейшего реформаторства очевидно неконкурентной модели рынка – предложило концепцию либерализации розницы в рамках единой ГТП гарантирующих поставщиков. События и дискуссии на вечную тему - что дальше? - так или иначе вращались вокруг постулата, продвигаемого официальным истэблишментом: реформы отрасли в основном состоялись, рынок построен и работает, хотя есть отдельные недостатки, которые необходимо устранять в ходе плановой рутинной деятельности. То есть там немного подкрутить, а вот здесь чуть-чуть ослабить, на худой конец, кое–что надстроить. Но не более.

Мы и не только мы много говорили об этом и предметно, и тотально критикуя эту позицию. Не будем повторяться. Порассуждаем сегодня на тему «Что делать?» - вопрос «Кто виноват и в чем?» уже по большей части исследован и исчерпан. Но начнем все-таки с критики.

Недавно нам удалось ознакомиться с очередными материалами, хорошо демонстрирующими то, как наши регуляторы представляют себе дальнейшее развитие отрасли. Речь идет об уже хорошо известной концепции либерализации розничного рынка, разосланной в качестве базового документа для обсуждения (!) участникам вновь сформированной рабочей группы Минэнерго под председательством замминистра Вячеслава Кравченко, несмотря на почти единодушное неприятие на совещании Совета рынка в Пятигорске. Еще одним документом стала выпущенная НТЦ ЕЭС и гораздо менее известная концепция развития распределенной генерации, в основе которой лежит формирование неких экзотических структур - ЭССО - энергоснабжающих самобалансирующихся организаций. Суть последних состоит в том, что они, по мнению авторов, должны подхватить или, скорее, «перехватить» тренд в отрасли на создание квалифицированными потребителями собственной генерации и де-факто резкое снижение потребления от ЕЭС, возникший в последние 5-6 лет как ответ на нерыночное игнорирование их интересов. Там много разных совершенно неочевидных со всех точек зрения новаций, но главная из них – создание строго нормированного перетока между энергоцентрами потребителей и ЕЭС с целью сохранения контроля над ЕЭС в режиме «как раньше», со всеми вытекающими отсюда последствиями. Иными словами – хотите распределенную генерацию, всякие там ВИЭ, желаете быть просъюмерами с микрогридами и т.п. как во всем цивилизованном мире, где идет непростой процесс выстраивания новых отношений между традиционными utilities и новыми субъектами с технологиями, «взрывающими» привычный порядок? Пожалуйста, но в специальной резервации, «за забором». Мы пойдем своим путем, продолжим строить традиционную «большую» генерацию, централизованные ригидные энергосистемы, за которые вы будете платить столько, сколько мы решим. А для этого нам нужно сохранить тот самый, слегка прикрытый рыночными одеждами централизованный денежный поток под названием ДПМ, который мы так удачно организовали 6-8 лет назад.

И да, сети! Нам очень нужны большие сетевые компании с их насколько огромными, настолько же неэффективными инвестпрограммами, поэтому мы будем их развивать и поддерживать, понимая под этим в первую очередь консолидацию всего и вся, невзирая на уровни напряжения и специфику работы. Нам нужны чемпионы в бизнесе и эффекты масштаба. Мы будем улучшать планирование и координацию, мы издадим на этот счет столько постановлений и решений, сколько нужно, а потом создадим комиссии и рабочие группы, выпустим дорожные карты и проведем круглые столы и пленарные заседания. И жизнь наладится, вот увидите. Главное, чтобы белых кресел хватило. А конкуренция? Конкуренция будет, мы применим методы сопоставимых рынков, бенчмаркинга, в том числе и там, где это совсем не нужно, создадим критерии, под которые попадут только те, кто нужен нашему рынку. А кто нужен? Мы сами знаем, не мешайте работать.

Так или примерно так рассуждают сегодня те, кто принимает у нас решения. И в этой логике нет ничего удивительного в результатах, достигнутых в отрасли. Они известны и в первую очередь характеризуются огромными долгами. А они, с учетом долгов за газ и тепло, приближаются к триллиону рублей, что вообще-то примерно равно суммарному эффекту от самой горячей новостной экономической темы 2016 года – приватизации Роснефти и Башнефти. В отрасли почти нет настоящих рыночных инвестиций, простаивают огромные объемы сетевой и генераторной мощности, старение основных фондов не остановлено, ключевые игроки смотрят в будущее с пессимизмом. Грядущее в ближайшее время лицензирование сбытов как шаг отчаяния регуляторов, наряду с банкротством Оборонэнергосбыта и «прощением» накопленных отнюдь не этой организацией, (созданной опять же по тем же лекалам ручного регулирования всего и вся) долгов рынку на очередные 11 млрд. рублей – финальные штрихи к общей картине.

Так где же выход? Каковы альтернативные решения и есть ли они вообще с учетом наших реалий? На наш взгляд есть. Конечно, то, что изложено ниже, ни в коей мере не претендует на роль какой-то целостной концепции – такую концепцию еще предстоит создать, и это, на наш взгляд, первоочередная задача тех, кто действительно сегодня думает о будущем отрасли и о своем месте в ней. То, что она по-прежнему не реализуется, и все еще не в повестке дня ведущих игроков в отрасли – печальный факт. Возможно, это не так, и работа где-то идет. Поделимся и мы своими соображениями на этот счет.

Во-первых, нужно ответить честно, почему у нас не сложился рынок. По крупному – две нерешенные проблемы и причины. Первая – население с тарифами ниже обоснованных в текущих реалиях эффективности и, соответственно, кросс- субсидирование в объемах около 300 млрд. рублей в год. Вторая, так же связанная с объективным политическим популизмом, – централизованное теплоснабжение в холодной стране по зажатым тарифам, опять же необоснованным в текущих реалиях энергоэффективности, и, как следствие, проблемы рентабельности ТЭЦ на рынке, доля которых в общем объеме производства электроэнергии около 30%. Нельзя не упомянуть и об огромных долгах на тепловом рынке – даже с этими заниженными относительно текущей эффективности тарифами наблюдаются массовые неплатежи. Остальные причины тоже есть, они важны, так или иначе связаны с упомянутыми, но именно эти два фактора отличают нашу модель от любых других и прежде всего тех, рынок в которых успешно функционирует. Поэтому прежде, чем рассказывать, что и как можно было бы сделать, надо понять, как решить эти две проблемы. С этого и начнем.

1. С тарифами и перекресткой на рынке электроэнергии в пользу населения относительно просто. Нужно отменить конечные тарифы. Должна быть рыночная цена с учетом платежеспособности населения, а необходимая для этого перекрестка должна быть полностью убрана с конкурентных сегментов рынка и переведена в сетевой тариф. То есть никаких регулируемых индикативных цен в генерации, никаких отдельных пониженных сбытовых надбавок для населения в сбыте за счет других потребителей. Регулируемые тарифы только в сети, перекрестка при этом вынесена отдельно в качестве прозрачного квазиналога. Функция гарантирующего поставщика также переходит в сети с регулируемой надбавкой на сбыт, дифференцированной по затратам (для населения – выше). Конечно, это должен быть совсем другой ГП – от слова «совсем», но об этом дальше. Такой подход выведет проблему перекрестки за пределы рынка, она перестанет висеть тяжким грузом, обременением на любом прорыночном решении, что сейчас и происходит. Вырастут ли цены для населения? В общем и целом нет. Объем перекрестки, «зашитый» сегодня в сетевом тарифе очевидно возрастет, но если он будет понятно и прозрачно предъявляться в счетах за передачу прочим потребителям, причем на региональном уровне и так, что местные власти и бизнес будут знать, сколько они доплачивают за население, точно хуже не станет. Возможно, при скачках цен на гораздо более волатильном оптовом рынке, каковым он должен стать после настоящих реформ, цены для населения будут временами выше, но именно это и вовлечет их потребление в настоящий конкурентный рынок, будет способствовать развитию ценозависимого спроса, внедрению различных тарифных меню, инструментов хеджирования рисков и т.п.

2. Институт ГП в том виде, в котором он у нас имеется вместе с абсолютно искусственной для узловой ценовой модели зоной ГП с единой ценой должен быть упразднен. Что вместо? Здесь развилка. Сегодня у нас применяется узловая ценовая модель при том, что разрешение этой модели и во времени, и в пространстве является крайне низким по сравнению с рынками-прототипами. Не вдаваясь в подробности, скажем, что по сути это такая «Волга», скопированная в свое время, как известно, с американских автомобилей, которые затем стали совсем другими, а «Волга» продолжала выпускаться примерно в том же виде еще 30 лет. Сумеем ли мы создать настоящий «автомобиль» для нашего рынка, принимая во внимание, что размеры этого рынка, прежде всего пространственные, объединенные в уникальную для мирового опыта единую энергосистему, не имеют аналогов? Сомневаюсь. Чтобы это работало, нам придется «делить» систему на несколько составных частей и в них в разы повышать ценовое разрешение модели, при этом, возможно, вводя в разных её частях разные правила (именно так это и работает в Америке, откуда мы все это списали). Готовы ли мы к этому с нашими традициями централизации во всех сферах и областях? Не думаю. Интересно, что примерно такие же проблемы с выбором сейчас и в Китае, но даже там, несмотря на жесткий политический режим, экономическая децентрализация гораздо более развита по сравнению с нами.

Мы можем пойти по другому пути, и это был бы, возможно, оптимальный для нас выбор – применить зональную модель ценообразования на рынке, по европейскому или скандинавскому образцу.

Цены будут формироваться едиными по зонам свободного перетока мощности, которые у нас уже есть. Наверняка потребуется их более подробная детализация и ряд крупных зон придется разделить на более мелкие. Возникнут дополнительные небалансы на рынке за счет модельных допущений в части загрузки станций, которые, впрочем, есть и сегодня. Снизится разрешение модели, что приведет к пространственной дискретности рыночных сигналов по зонам, а это совсем не в тренде развития активно-адаптивных энергосистем как средства для повышения гибкости и маневренности (flexibility) на современных рынках, гораздо более востребованных из-за роста доли недиспетчируемых мощностей. Но с другой стороны, это даст огромный толчок для развития конкуренции на розничном рынке, причем во взаимосвязи и влиянии её на оптовый рынок - той самой обратной связи от потребителей к производителям, которой так не хватает сегодня. Сбыты станут настоящими рыночными субъектами, а не социальным инструментом для решения нерешенных проблем. Европейский опыт показывает, что в общем и целом минусы зонной модели ценообразования отнюдь не препятствуют развитию современных технологий, а сетевое развитие как на уровне региональных систем, так и на уровне системных связей имеет четко выраженный рыночный характер.

В реальности мы получим единую цену рынка не только для ГП, каковая у нас имеется сегодня - абсолютно чуждая применяемой узловой модели, а для всех субъектов зоны, что автоматически разрешает проблематику «регистрации ГТП» и всех тех сложностей с операциями на оптовом рынке, к которым мы так привыкли. Простой почасовой учет будет достаточен для работы на рынке любому субъекту. В такой системе изменяется все – и в первую очередь роль системного оператора, который, конечно, должен быть в разы более рыночным, нежели сегодня. Меняется и роль, а во многих случаях и конфигурация магистральных сетей, сечения между зонами свободного перетока мощности становятся рыночными игроками. Объединение сетей ФСК в их новом значении и Системного оператора становится насущной задачей, тем более, что управление огромной ЕНЭС в рыночных условиях потребует усиления роли также и региональных, и межрегиональных диспетчерских управлений. Там много вопросов, прежде всего, связанных с балансированием системы, внутри которых существуют различные решения и развилки. Одна из важнейших – оставлять ли модель рынка функционировать в режиме gross pool, как сегодня, с обязательным участием всех крупных генераторов в оптовом рынке, на котором никакие свободные двусторонние договоры за исключением финансовых, невозможны, или же переходить к более либеральной модели – net pool, позволяющей реально заключать такие договоры между потребителями и производителями, «самодиспетчироваться», а на форвардных и спотовых рынках оставлять ресурсы для балансирования энергосистемы. В любом случае новая модель сможет существенно повысить точность работы рынка с наименьшими затратами, в первую очередь на резервы. То, что сегодня имеется у нас в этой сфере, начиная с ВСГВО и заканчивая БР – далеко не оптимальные решения, и об этом специалисты прекрасно знают.

3. Рынок мощности. Здесь мы должны, наконец, решить, что это такое и зачем он создается. Это инструмент для обеспечения адекватности ресурсов энергосистемы расчетному спросу с заданным уровнем надежности в пространственном и временном измерениях. Поэтому этот рынок является, как правило, долгосрочным, а также, в случае ограничений по перетоку мощности – локализованным в пространстве. То, что сегодня работает у нас, рынком мощности не является. Это нечто другое – механизм оплаты постоянных расходов генерации в рамках расчетной "плавающей" НВВ, совмещенный с внерыночными механизмами возврата вложенных инвестиций в проекты генерации по заказу Правительства, формируемому в рамках его представлений о необходимости обновления основных фондов. Нам видится, что сегодня в России с учетом ситуации значительного избытка в производстве на фоне стагнации спроса и неопределенности в оптимальности тех или иных технологических решений, долгосрочный рынок мощности как таковой не нужен. Достаточно рынка однолетних резервов. Это дискуссионный вопрос, но тем не менее это наше мнение, и мы готовы отстаивать его с конкретными аргументами. Примером может служить рынок мощности в Великобритании, на который у нас принято в последнее время ссылаться. Там уже третий год подряд настоящий рыночный аукцион на 4 года вперед дает крайне низкий результат – около 130-140 тыс. рублей за МВт в месяц в наших единицах, что примерно в два раза ниже чистой стоимости входа на рынок для газовой станции комбинированного цикла. И это на фоне почти нулевой резервной маржи! Причина ясна – у владельцев ресурсов нет понимания, что будет через 4 года в условиях технологической революции в энергетике. Поэтому со следующего года основным аукционом мощности в Британии будут годовые отборы.

4. ДПМ – это наша боль и наша песня. Нужно признать, что опыт был и есть в основном удачным для генераторов и точно неудачным для потребителей и страны в целом. Это касается и стоимости, и ошибок с местом размещения объектов, и задержек, и вообще роли этого механизма в «развращении» и «разложении» незрелого российского рынка. Отменять ничего уже не стоит, но и продолжать, а тем более тиражировать его к месту и не к месту точно не нужно. По тем же ВИЭ, а тем более мусорным заводам меры поддержки нужно от несуществующей у них в рыночном смысле мощности отвязать и перейти к нормальным и понятным механизмам возврата инвестиций через объемные показатели. Благо зарубежного опыта в этой сфере больше, чем достаточно.

5. ТЭЦ и теплоснабжение. Это вторая наша главная проблема рынка, основательно мешающая его нормальному функционированию и развитию. Здесь решение, если коротко - «свобода ТЭЦ». Речь о том, что в сегодняшней модели старые паросиловые ТЭЦ электрической мощностью свыше 25 МВт находятся на обязательном опте, где они работают в основном по теплофикационному циклу, а значит, не могут следовать за графиком электрической нагрузки. При существующих кпд, тарифах на тепло и распределении топливных затрат они, как правило, нерентабельны. Одним из выходов из такой ситуации, наряду с решениями по тарифам на тепло, в частности - применением метода регулирования по альткотельной, физического метода распределения затрат, мог бы стать свободный выход ТЭЦ на розничный рынок электроэнергии с целью заключения там свободных физических договоров поставки с близлежащими локальными потребителями со сниженными тарифами на передачу. Особенно это актуально там, где ТЭЦ немного и они не смогут заменить котельные в рамках кампании по оптимизации схем теплоснабжения. С другой стороны, наши старые, но нужные теплоснабжению ТЭЦ могли бы участвовать в рынке резервов, организованном системным оператором. Сегодня розничный рынок для ТЭЦ «занят» ГП, а рынок резервов - более эффективными конденсационными станциями, прошедшими отбор на КОМе. Реформа розницы, таким образом, тесно связана с проблематикой ТЭЦ и вообще конструкцией рынка в целом. Генерации, как и сбытам нужно научиться работать в реальном рынке, оценивая риски и принимая инвестиционные решения. Именно такой подход движет в итоге технологический прогресс, создает инновации, и стимулирует передовые смежные отрасли. А не ДПМ. Конечно, государство в лице правительства имеет право на создание тех или иных приоритетов в отрасли, и поэтому может применять для этого те или иные механизмы, которые не всегда можно оценивать положительно исключительно с рыночных позиций. Так строятся обычно дорогие атомные мощности, такой подход может применяться и к строительству межсистемных магистральных связей. Но это должны быть исключения, а не правила, а правительство должно нести за такие свои решения политическую ответственность.

6. Сети. Их правильное регулирование на самом деле важнейший компонент успешной работы модели рынка и недооценка этого фактора была и остается одной из серьезных проблем нашего рынка. Важным аспектом регулирования является корректное разделение сетевого комплекса на магистральные и распределительные сети, и здесь у нас есть над чем работать. Дело в том, что эти два вида сетей в рынке выполняют совершенно различные функции и поэтому регулируются по-разному. Магистральные сети – это физическая суть оптового рынка, и, между прочим, о чем у нас часто забывают, один из его ресурсов для обеспечения балансовой надежности в системе. На современных рынках магистральные сети являются его активными участниками, и часть необходимой выручки зарабатывают непосредственно с рынка. Но большую часть выручки они все же получают от тарифной составляющей. Магистральные сети в пределах одной или нескольких ценовых зон, как правило, имеют одну и ту же величину тарифа, транслируемую на потребителей вместе с платежами за управление системой, резервы и балансирование, в то время как распределительные регулируются зонально – в зависимости от плотности потребителей и иных факторов, в частности наличия рядом источников генерации, включая те самые ТЭЦ на рознице. Никаких «единых котловых» тарифов в пределах одного региона на развитых энергорынках нет и не должно быть – это нарушает главный рыночный принцип: повышенные издержки оплачиваются там и теми, где и кем они созданы. Именно этот принцип позволяет обеспечить реальную конкуренцию между различными по структуре и объемам отпуска сетями, работающими в той или иной тарифной зоне. Консолидация сетевого бизнеса, если рынку это выгодно, в этом случае идет естественным путем. Кроме того, в сегодняшних реалиях бурного развития распределенной генерации всех мастей и видов распределительные сети становятся не только «почтальонами» - доставщиками электроэнергии до потребителей, но и операторами распределительных систем, в частности энергопотоков от распределенной генерации к локальным потребителям на рознице, что снижает в том числе потребность в резервах и обеспечивает балансирование в системе без участия субъектов оптового рынка. При этом они должны уметь взаимодействовать и с операторами оптового рынка. Есть вопросы и со структурой тарифов – очевидно, что они должны состоять из нескольких ставок, начиная с абонентской платы за присоединение к сети и заканчивая объемными показателями, доля которых в современных условиях, когда сеть не просто «почтальон», а оператор, становится неосновной. Еще одной статьей доходов распределительных сетей является функция дефолтного поставщика, для тех, кто не нашел себе конкурентного, совмещенная с функцией оператора розничного рынка в своих балансовых границах. Возможно и решение, при котором именно сети организуют биллинг и выставляют счета, в т.ч. и потребителям, находящимся на обслуживании у конкурентных сбытов, на основе предоставляемой последними информации. Таким образом, денежный поток находится не у сбытов, как у нас сегодня, а наоборот, у сетей. Опять – в регулировании сетей множество вопросов и развилок, требующих своего решения на современном уровне, но совершенно очевидно: то, что у нас сегодня имеется, устарело до степени неработоспособности. Именно это мы и наблюдаем, особенно в распредсетях – огромные инвестиции в никуда, незагруженные подстанции, потери, приобретаемые не теми и не там, и все остальное, о чем говорят годами, но воз и ныне там.

В целом, в том, что наша реформа задохнулась и нуждается в перезагрузке, в отрасли имеется консенсус. Однако что именно понимается под этим – попытки что-то где-то подкрутить или перенастроить или все же заняться основательным переформатированием всей модели – здесь согласия не наблюдается. Думаем, что, все же правда на нашей стороне – рынок электроэнергии представляет из себя единый организм и все эти деления на «хороший опт» и «недоработанную розницу» или «забытое в реформе теплоснабжение» очень условны. За одну ниточку потянешь – вытянешь наружу целых ворох проблем, которые решаются только вместе и никак иначе.