За чей счет модернизация?

В дискуссии о новой программе ДПМ стоимостью в полтора триллиона рублей, наверное, основной вопрос - можно ли модернизировать тепловую энергетику, не перекладывая расходы на потребителей. 

У этой фразы есть два прочтения. Дело в том, что капитальные расходы на реализацию первой программы ДПМ (расшифровывается как договоры поставки мощности) уже переложены на плечи потребителей и прямым счетом включены в плату за мощность. Как раз сейчас приходит время окончания этой программы, и расходы, уже заложенные в тариф, предлагается заместить расходами на реализацию новой программы ДПМ-2. Собственно, продление «надбавки» к плате за мощность и дает те 1,5 трлн. руб., в которые оценивается реализация программы. Как здесь воспринимать, переложены расходы на плечи потребителей или нет, зависит с чьей стороны взгляд – энергетиков или потребителей. 

Несколько упрощая, стартовые позиции энергетиков и потребителей можно обозначить следующим образом. Энергетики говорят о том, что оборудование большого количества тепловых станций выработало свой ресурс, и в не очень отдаленной перспективе нас ждет выбытие мощностей и их дефицит.

Потребители обращают внимание на то, что существующие мощности и резервы избыточны, экономика не растет 10 лет (и не очень понятно, когда начнет), спешки с модернизацией нет, а с учетом развития альтернативной энергетики вполне возможно, что через 5 лет будет дешевле строить солнечные и ветровые станции вместо модернизации тепловых (для информации – на последнем конкурсе по ВИЭ Фортум обязался построить солнечные и ветровые станции по 60 тыс. руб. за кВт мощности, в то время как предельная стоимость модернизации угольных станций в ДПМ-2 составляет 54 тыс. руб. за кВт). Есть, конечно, и вопрос о том, почему для модернизации нужна специальная программа, а правила рынка ее обеспечить не могут – может быть, надо заняться самим рынком?

Можно ли сгладить эти противоречия? На мой взгляд – да, в значительной степени. Основной вопрос заключается в дизайне механизма программы и правил ценообразования. Для этого потребуется немного погрузиться в то, как устроен рынок электроэнергетики, а точнее сказать, рынки – мощности и электроэнергии (РСВ). По итогам конкурсов на рынке мощности формируется набор станций, участвующих в рынке, и цена мощности. Эта цена находится на уровне расходов на содержание мощности (вопреки расхожему мнению, что плата за мощность должна покрывать капитальные расходы, в условиях конкуренции цена за мощность, очевидно, будет учитывать только расходы на ее текущее содержание).

Цена на электроэнергию определяется в режиме онлайн и устанавливается на уровне самой дорогой станции, производящей энергию в текущий момент (этот подход называется маржинальным ценообразованием). Те станции, которые эффективны и производят энергию дешевле, получают прибыль – маржу, которая и должна покрывать их капитальные расходы. И здесь кроется причина, при таком рынке, без специальных программ, строится так мало новых станций – он волатилен, сильно зависим от решений регуляторов, что создает высокие риски реализации проекта, и цены на нем относительно невысоки из-за большой конкуренции уже существующих мощностей. Поэтому и реализация таких программ, как ДПМ, имеет смысл – она дает инвесторам необходимые гарантии, которые по объективным и не очень причинам не может дать рынок.

Основная составляющая рынка – это правила ценообразования. Когда станции уже построены, существование двухставочного тарифа со ставкой за мощность и ставкой за электроэнергию, исходя из которой определяется, какие станции работают, а какие – нет, вполне разумно. Но при принятии решения о строительстве станции универсальный критерий оценки эффективности проекта другой – это одноставочная цена электроэнергии, учитывающая в себе и расходы на строительство и содержание мощности, и расходы на производство электроэнергии. В долгосрочной перспективе нет фиксированных издержек. Одноставочная цена электроэнергии – это и есть реальная цена, которую платит потребитель за электроэнергию, собственно, по ней и необходимо сравнивать инвестиционные проекты. И здесь кроется ответ на второй вопрос – можно ли реализовывать программу модернизации без перекладывания расходов на потребителей.

Понять это достаточно просто. Необходимо посчитать одноставочную цену производства электроэнергии по всем станциям до и после реализации проекта модернизации. Если модернизация приводит к снижению одноставочной цены, такой проект надо реализовывать – от этого выиграют и потребитель, и генератор. Если модернизация приводит к росту одноставочной цены, такой проект нужно реализовывать только в случае, если есть другие причины, кроме цены, по которым он нужен, – например, в случае, когда станция не может быть выведена из эксплуатации из-за системных ограничений или по причине необходимости производства тепловой энергии и дополнительных эффектов, получаемых на этом рынке.

По критерию одноставочной цены можно сравнивать и разные типы генерации – атом, гидро, тепло и ВИЭ. Одноставочная цена сразу учитывает все – и стоимость строительства, и ставку процента по кредитам, и расходы на топливо и т.д., и т.п. И в рамках проекта ДПМ можно было бы зафиксировать одноставочную цену электроэнергии на 10-15 лет вперед. Это выгодно всем – генератору под такой контракт проще получать кредит в банке, меньше рисков, потребитель получает гарантию поставки энергии по цене ниже, чем сейчас на много лет вперед. Никаких дополнительных расходов. Так в чем же проблема?

Сложности здесь возникают теоретико-экономические. Дело в том, что отбор по одноставочной цене провести можно и нужно, а вот записать ее в контракт без дополнительных условий нельзя. Если это сделать, то станция будет работать слишком много, потому что за каждый киловатт-час инвестор будет получать не цену на рынке электроэнергии, а более высокую одноставочную цену из контракта. Экономическая теория говорит нам, что эта проблема не может быть решена полностью в условиях ассиметричной информации – так, чтобы и проекты были нужные отобраны, и станции включались только тогда, когда нужно. Это печально, но не так страшно, как кажется, – можно поискать решение пусть и не оптимальное, но близкое к нему.

В существующей модели эта проблема решается за счет использования исторического уровня загрузки станций (показатель КИУМ), а не заявки инвестора. При этом фиксируется и доходность инвестиций. С такими ограничениями построенные станции будут работать на рынке по общим правилам, но проблема в том, что на конкурсе выиграют «неправильные» проекты, так как конкурс не будет учитывать возможность изменения существующего уровня загрузки и возможность привлечения средств дешевле выходящих за грани разумного 14%. Самое печальное, что при таких правилах, как и в рамках первой программы ДПМ, будут модернизированы станции, которые в последствии могут не загружаться, в все риски этих решений переложены не на инвестора, а на потребителя. 

 Надо еще отметить, что модернизация малоэффективных, но работающих станций для потребителя может дать существенно больший эффект за счет снижения цены замыкания, приводящего к снижению цен на всем рынке, а не только на замыкающей станции. Если мы хотим, чтобы программа дала максимальный эффект для потребителей, именно замыкающие станции должны быть в фокусе ее внимания. 

Для того, чтобы инвестор принял на себя ответственность за эффективность и загруженность станции, необходимо фиксировать в контракте с ним показатель удельного расхода условного топлива (УРУТ), исходя из которого определяется цена, при которой станция будет включаться. Это более правильный параметр для фиксации, чем маржа при производстве электроэнергии, применяемая в существующем проекте. Во-первых, не будет стимула занижать производство энергии, во-вторых, если уж мы нормируем на основе лучших технологий расходы, то и целевые технологические показатели было бы неплохо зафиксировать, иначе сама логика нормирования теряет смысл.

Альтернативным решением является заключение более сложного контракта, который, например, мог бы выглядеть так. Генератор заявляет на конкурс одноставочную цену и показатель КИУМ (коэффициент использования установленной мощности), при котором она посчитана либо, другими словами, объем электроэнергии, которой должен быть произведен. Все производство электроэнергии до этого уровня оплачивается по одноставочной цене, сверх – по цене электроэнергии на рынке РСВ. Тогда слишком много производить будет не выгодно. Завышать КИУМ рискованно – на конкурсе победить легче, но избыточно высокие обязательства будут заставлять производить энергию себе в убыток. Этот механизм тоже можно улучшить, но здесь мы уже начинаем погружаться в достаточно сложное обсуждение. Плюсы такого подхода в том, что итоговая цена формируется полностью на основе заявок инвесторов, которые, по сути, просто контрактуют на долгосрочный период производство определенного количества энергии по фиксированной цене (а может, это не так уж и сложно для восприятия?).

В любом случае, для определения на конкурсе проектов цены отсечения, необходим анализ того, что будет происходить с одноставочной ценой при реализации этих проектов. Да и сам анализ одноставочных цен по существующим станциям уже на текущем этапе очень бы помог пониманию проблем ценообразования, и вызывает удивление, что такого анализа нет, как минимум, в публичной плоскости. 

Отдельным сюжетом в этой истории выглядит модернизация «неотключаемых» станций, которые нужны для системной надежности или производства тепловой энергии (здесь надо заметить, что в программе модернизации тепловой генерации электроэнергии при существующих правилах основные ресурсы пойдут на модернизацию станций производящих только электроэнергию, а не тепло и электричество в комбинированном цикле). Их-то точно надо модернизировать - давайте представим себе, что будет, если не модернизировать ТЭЦ. Вывести ее из эксплуатации очень дорого, так как на ее месте придется построить новую очень мощную котельную. Если учесть эти расходы, то модернизация ТЭЦ покажется гораздо более привлекательным вариантом. При этом модернизация ТЭЦ выглядит более сложно, чем модернизация мощностей, генерирующих только электроэнергию, поскольку в рамках этих проектов часть котлов, как правило, надо вывести из эксплуатации, но с другой стороны, выгодно в объеме круглогодичного производства тепловой энергии «надстроить» газотурбинные установки до парагазовых установок, позволяющих более эффективно использовать топливо.

В резюме – программа нужна, модернизировать энергетику без перекладывания расходов на потребителей возможно, но над дизайном конкурса и контрактов на модернизацию нужно серьезно поколдовать, чтобы обеспечить правильное распределение рисков между государством и инвестором, и провести тотальную модернизацию ТЭЦ.