ИСТИНА

Российская электроэнергетика в 2000-х годах пережила процесс реформирования, в ходе которого был ликвидирован вертикально интегрированный монополист РАО «ЕЭС России», и де-юре внедрены механизмы рыночного саморегулирования. Де-факто либерализация отрасли коснулась лишь краткосрочного сегмента оптовой торговли электроэнергии: рынка на сутки вперед (далее – РСВ) и балансирующего рынка (далее – БР). Дерегулирование этого сегмента за прошедшие 10 лет принесло значительные позитивные результаты: по оценкам агентства АКРА, с 2011 по 2021 гг. только в первой ценовой зоне (Европейская часть России и Урал) платежи конечных потребителей по той части цены за электроэнергию, которая формируется на РСВ и БР, благодаря конкурентному ценообразованию, снизились на 200 млрд руб. Вместе с тем, краткосрочный сегмент оптового рынка электроэнергии в России зажат в регуляторные клещи между регулируемым розничным сегментом, где тарифы на электроэнергию для конечных потребителей устанавливаются государством, и «рынком» мощности, который играет роль долгосрочного рынка электроэнергии. Россия, в которой электроэнергия для конечных потребителей, по данным проекта GlobalPetrolPrices, является одной из самых дешевых в мире (0,1 долл./кВтч), имеет одно из самых высоких в мире соотношений цены на электроэнергию с ценой на природный газ, являющийся самым распространенным видом топлива для электростанций: 9, тогда как в США – 3, в Германии – 2, в Великобиртании – 5, и даже в постсоветской Эстонии – 6. Вклад в формирование такого соотношения между ценой топлива и ценой вырабатываемой из него электроэнергии вносит рост платежей за содержание мощностей электростанции (постоянные издержки): по данным агентства АКРА, объем этих платежей со стороны конечных потребителей только в первой ценовой зоне и только для ТЭС и АЭС в 2011 – 2021 гг. вырос на 450 млрд руб., перекрыв положительный эффект развития РСВ и БР. По нашему мнению, одна из основных причин относительно высокой цены на электроэнергию для конечного потребителя в России заключается в том, что вместо долгосрочного рынка электроэнергии функционирует «рынок» мощности. Рынок мощности – это «рынок» товара с неочевидной для конечного потребителя полезностью, на котором государство за потребителей формирует «спрос» на основе своих прогнозов социально-экономического развития страны; энергокомпании покрывают свои постоянные издержки; а потребители оплачивают это на безальтернативной основе. Данная процедура называется «конкурентный отбор мощности» и особенно она интересна тем, что «спрос» в ее рамках, согласно Правилам оптового рынка электроэнергии и мощности, утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. №1172, задается двумя точками, утверждаемыми Правительством России на основе Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации. То есть, происходит подмена реального спроса его имитацией. Так как эта имитация кривой спроса никак не связана с решением проблемы потребительского выбора, она искажает реальную потребность в мощностях электростанций и перекладывает расходы по ее содержанию на потребителей. Как показано в исследовании [Коломиец, Федоров, 2023], в странах с социальными порядками ограниченного доступа наблюдается крен в сторону регулирования электроэнергетических отраслей вне зависимости от последствий этого регулирования для общественного благосостояния. Причина такого крена – избегание политиками неопределенности, которую открывает собой процесс экономической конкуренции (в данном случае – неопределенности относительно будущей структуры генерации, стабильности работы энергосистемы и финансовой устойчивости энергокомпаний). В данном случае избегание неопределенности приводит к потерям в общественном благосостоянии, вызванным несоответствием между расходами на содержание мощностей электростанций и фактической потребностью в них. А регуляторный крен проявляется в том, что инструмент экономического регулирования, имитирующий работу рынка, де-юре позиционируется в качестве рыночного механизма, способствующего развитию конкуренции. Исследователи отмечают [Joscow, 2008], что введение платы за мощность может играть позитивную роль с точки зрения поддержки долгосрочных инвестиций в создание новых генерирующих объектов. Однако в развитых странах с либерализированной электроэнергетикой с этой проблемой в целом в той или иной степени справляется долгосрочный рынок электроэнергии (рынок финансовых инструментов на базе электроэнергии): он позволяет хеджировать риски для инвесторов и согласовывать долгосрочные планы между потребителями и производителями энергии на конкурентной основе [Spodniak, Bertsch, 2020; Tanrisever, Derinkuyu, Jorgen, 2015]. Более того, законодательное утверждение статуса и роли накопителей энергии на этом рынке дополнительно сокращает риски возникновения нехватки мощности в периоды пиковой нагрузки (в частности – при развитии крайне нестабильной генерации на базе возобновляемых источников энергии). С помощью оценки спроса на электроэнергию на рынке на сутки вперед с опорой на аналогичные исследования для конечных потребителей [Мируша, 2009; Мируша 2011] мы моделируем ситуацию отказа от рынка мощности в России и перевода оплаты постоянных издержек энергокомпаний на рынок электроэнергии. Мы используем данные, публикуемые Администратором торговой системы ЕЭС России, Системным оператором ЕЭС России и Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржей. По нашим оценкам, в краткосрочном периоде переход от коннкурентного отбора мощности к долгосрочному рынку электроэнергии может привести к максимальному сокращению выработки электроэнергии на 5,3% и 8,1% в 1 и 2 ценовых зонах соответственно за счет вывода из эксплуатации невостребованной мощности. Однако этот негативный эффект полностью нивелируется постепенным процессом перехода к долгосрочному рынку электроэнергии по примеру того, как это происходило при создании РСВ. Рост цен на электроэнергию в связи с моделируемыми изменениями не ожидается, поскольку постоянные издержки перейдут в состав кривой предложения на рынке электроэнергии. В долгосрочном периоде только прямой эффект от моделируемых изменений за счет повышения эффективности использования мощностей до уровня мировых бенчмарков может составить +1% и +1,2% (в 1 и 2 ЦЗ) к текущему уровню выработки электроэнергии по всей России с учетом эластичности спроса, а также вызовет сокращение оптовых цен в 1 и 2 ЦЗ на 2,7% и 4% соответственно. Эти изменения касаются ситуации по стране в целом – в действительности на горизонте 10 – 15 лет откроются возможности для удовлетворения спроса на электроэнергию, заблокированного в регионах страны работой рынка мощности сегодня, у энергокомпаний появится стимул сокращать межрегиональные диспропорции в энергообеспеченности (благодаря узловой модели ценообразования на рынке электроэнергии) а также будет устранена причина постоянного роста оптовых цен на электроэнергию – имитация кривой спроса на мощность со стороны государства. Для отдельных проектов по вводу новой мощности, ввиду их территориальной и технологической специфичности, потребуются дополнительные гибридные механизмы помимо долгосрочного рынка электроэнергии. Также мы предлагаем конкретные инструменты, которые позволят сформировать благоприятный инвестиционный климат для развития электроэнергетического сектора России.