Возможные решения накопившихся в электроэнергетике Казахстана проблем на фоне дополнения электрорынка рынком мощности и предстоящего вступления в общий Евразийский рынок электроэнергии.
В послании президента на 2019 г. стратегический курс на повышение благосостояния населения сопровожден поручением правительству в очень короткий – трехмесячный срок – навести порядок в тарифах на услуги ЖКХ и естественных монополий. Там же указано, что нуждается в наведении порядка: тарифообразование и расходование собранных с потребителей средств до сих пор не прозрачно, отсутствует эффективный мониторинг и контроль инвестиционных обязательств монополистов. Это важно, говорится в Послании, поскольку приводит к росту издержек для бизнеса, снижению реальных доходов людей.
В этой связи особого внимания заслуживает положение на рынке электроэнергии, где законсервирован целый ряд накопившихся проблем. С учетом же введения рынка мощности вопрос тем более актуализируется.
Ввод в 2019 году рынка электрической мощности очевидно мотивирован планируемым началом деятельности общего рынка ЕАЭС, где у России рынок мощности уже имеется. С точки же зрения собственно казахстанской энергосистемы такой ввод преждевременен: на начало 2018 года располагаемая мощность единой энергосистемы составляла 18,8 ГВт, при максимуме зимней нагрузки 14,6 ГВт, то есть более 4 тыс. МВт свободны.
При этом спешка с введением рынка мощности накладывается на консервацию накопившихся и нерешаемых проблем на рынке электрической энергии, связанных, в основном, с доказавшими свою неработоспособность аффилированными электро- снабжающими организациями. Так, если в начале внедрения оптового и розничного рынков электроэнергии на такую модель возлагались большие надежды, то после неоднократных попыток добиться от нее ожидаемых результатов ее недостатки были признаны вполне официально. Например, в правительственной “Программе по тарифной политике в сферах естественных монополий на 2015-2020 годы”устройство розничного рынка на основе ЭСО было подвергнуто развернутой и жесткой критике.
Характерно, что тогда же на сайте самого КОРЭМ (Казахстанского оптового рынка электроэнергии и мощности)появилась “Концепция дальнейшего совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике РК”, в которой устройство этого самого оптового рынка раскритиковано со знанием дела, по всем пунктам, с выводами о необходимости кардинального пересмотра.
Поэтому не случайно, что в появившемся в 2015 президентском Плане нации “Сто шагов”, шаг № 50 был сформулирован, как “Реорганизация отрасли электроэнергетики”. Предписывалось “внедрение модели “Единого закупщика” с расчетом, что “это позволит сгладить различия в тарифах на электроэнергию между регионами”.
Однако такая президентская директива осталась нереализованной, деятельность раскритикованных самими же уполномоченными органамиЭСО сохранена в неизменности, доказательством чему, в частности, служат отнюдь не сглаженные различия в тарифах между регионами.
Так, по состоянию на осень 2018 года для присоединенных к “гарантирующим” ЭСО потребителей самая дорогая электроэнергия в Северо-Казахстанской области: “СолтустикЭнергоОрталык” продает ее по среднему тарифу 20,1 тенге/кВт-час (здесь и далее тарифы указаны без НДС). Самая же дешевая : в той же СКО, но только для тех потребителей, которым повезло быть прикрепленными к “Севказэнергосбыту”, берущему в среднем по 13,7 тенге за кВт-час. Для сравнения: чуть более низкий тариф – 11,9 тенге/кВт-часдействует только в Восточном Казахстане, обеспечиваемом дешевой гидроэлектроэнергией.
В Акмолинской области, имеющей две ЭСО, тоже разные тарифы: “Кокшетау Энерго Транзит” берет по 19,9 тенге/кВт-час, а “АРЭК-Энергосбыт” – по 17,9 тенге.
Это – насчет разбежек средних тарифов по регионам, и даже в одной и той же области. Но эти средние тарифы имеют еще и разбежки по стоимости для физических и юридических лиц – непонятной логики и еще более удивительной пестроты.
Так, в Астане средний тариф 14,6 тенге/кВт-час разбит на 11,6 тенге для населения и 16,1 тенге для юрлиц. А вот в Южной столице, а также, почему-то, в Мангистау, физические и юридические лица платят одинаково.
Или возьмем энергетическую столицу Казахстана – Павлодарскую область. Средний тариф “ПавлодарЭнергоСбыта” не такой уж низкий: 12,9 тенге/кВт-час, при том что в регионе стратегический избыток генерирующих мощностей и именно там дислоцированы ориентированные на массированное потребление дешевой электроэнергию заводы по электролизу алюминия и по электро-выплавке феррохрома. При этом недешевая для “обычных” потребителей павлодарская электроэнергия дифференцирована по стоимости на 10,2 тенге для населения и 15,6 тенге для юридических лиц.
Есть и гораздо более раздвинутые “вилки”, так в ЮКО средний тариф 18,3 тенге/кВт-час разбит на 14,0 тенге для физических и 24,3 тенге для юридических лиц. В Актюбинской области при среднем тарифе 15,1 тенге население платит по 9,2 тенге, а юрлица – по 18,4 тенге за кВт-час. Чемпионом же следует признать Атырау: средний тариф 13,9 тенге/кВт-час, для населения же – только 5,3 тенге, тогда как с юридических лиц (включая тот же малый-средний бизнес) берут по 18,0 тенге за кВт-час.
Итого, фиксируем такие разбежки: тарифы для населения в различных регионах варьируются от 5,3 до 15,5 тенге/кВт-час, то есть до трехкратной разницы. Для малого-среднего бизнеса и других юридических лиц – от 12,9 тенге до 24,3 тенге/кВт-час, то есть с двукратной вилкой. При этом диапазон тарифов для малого бизнеса в среднем в два-три раза выше, чем такой же диапазон для населения.
Но это – только видимая часть тарифного “айсберга”, – относительно потребителей тех 17 ЭСО (по одной на каждую столицу и регион, кроме СКО и Акмолинской областей, в которых по две “публичных” ЭСО),тарифы которых хотя бы публикуются. По таким тарифам распределяется порядка 15-20% от всей электроэнергии, причем прикрепленные к таким “гарантирующим” ЭСО “простые” (население и малый-средний бизнес) потребители данного им законом “Об электроэнергетике” (статья 2) права выбора поставщика лишены.
Для справки: официально крупных потребителей в РК по списку – 18 субъектов, их потребление – 33-38% от общеказахстанского. Число допущенных на оптовый рынок средних потребителей – не известно, их потребление оценочно 20-22%. Доля ЭСО на рынке оценочно – 25-27%. Остальное собственные нужды и потери в сетях – примерно 15%.
Таким образом, как минимум 80% всей электроэнергии распределяется в условиях полного отсутствия публичной информации о тарифах, составепродавцов и покупателей и объемах их сделок. Чему способствует упомянутый закон “Об электроэнергетике”, насыщенный множеством второстепенных подробностей подзаконного уровня, но не содержащий регламентации таких основополагающих моментов, как порядок составления договорных пар на децентрализованном оптовом рынке, порядок определения объема поставок, договорных цен, конечных тарифов и порядок получения информации о них.Точно так же и принятые на основании такого закона “Правила организации и функционирования оптового рынка электрической энергии” целенаправленно обходят стороной те же вопросы. Так, насчет главной части оптового рынка – рынка децентрализованного, на котором распределяется порядка трех четвертей всей электроэнергии, сказано только, что субъекты самостоятельно заключают договоры купли- продажи.
Притом, и эту известную любому энергетику аксиому следует подчеркнуть особо, что никакого “свободно-рыночного” составления договорных пар между электростанциями, представляющими из себя совокупную диспетчерско-технологическую монополию, и некими “независимыми” ЭСО не существует в принципе. Включенные в национальную энергосистему энергопроизводящие организации производят абсолютно унифицированный продукт, отличающийся у разных поставщиков только стоимостью и объемами. Поскольку же в течение любых временных периодов, начиная с суток, условием устойчивости энергосистемы является покупка всей электроэнергии, включая и самую дорогую, постольку любая попытка вынести такие-купли-продажи на действительно свободные торги неминуемо привела бы к повышению цен у всех продавцов до пикового уровня. Поэтому всякий договор на децентрализованном оптовом рынке может состояться не иначе, как с участием некоего администратора-базаркома, составляющего пары отнюдь не свободным выбором покупателями электроэнергии ее поставщиков и поставщиками- покупателей.
Это администрирование может облекаться в ту или иную квази-техническую форму, например, форму квотированияпродаж-покупок с учетом территориальной дислокации электростанций, прикрепляемых к ним крупных покупателей, и с учетом пропускной способности электросетей. Что не отменяет факта невозможности организации реальной рыночной конкуренции на оптовом рынке электроэнергии.
Единственным возражением против такого нашего утверждения может быть вариант временного высокого профицита генерации, заставляющего электростанции конкурировать за сбыт понижением своих тарифов. Но, если защитники нынешней схемы выдвинут такой аргумент, то следовало бы, во-первых, не торопиться с введением рынка мощности, во-вторых, отменить утверждение Министерством энергетики предельных тарифов, в-третьих, дать возможность населению и МСБ выбирать себе любую ЭСО, сделав их деятельность полностью открытой.
Отдельно начет открытости: существуют достаточно неопровержимых аргументов в пользу отказа от нынешней конфиденциальности и перевода всей тарифной политики в электроэнергетике на прозрачную основу. Начнем с того, что необходимая всем электроэнергия вырабатывается на конституционно принадлежащих народу водных ресурсах и запасах недр, при этом ущерб от дымовых выбросов и других экологических издержектакже распределяется на всех. Само собой, что общество, в таких условиях, имеет право требовать справедливого – через тарифы -распределения электроэнергетического продукта между его потребителями и доступа к информации на это счет.
В частности, если уж взявший на себя тарифное регулирование Уполномоченный орган практикует применение предельных тарифов, а также и устройство рынка мощности, он обязан публично продемонстрировать, что эти дополнительные тарифные нагрузки справедливо распределяются между всеми потребителями.
Пока же мы имеем полностью непрозрачную (защищенную не только “слепым” Законом об электроэнергетике, но и такими же сознательно холостыми “Правилами :”) систему лоббистского непрозрачного распределения до 80% всей производимой и потребляемой электроэнергии в Казахстане через так называемый оптовый рынок. Для иллюстрации же уровня “конфиденциальных” тарифов на таком рынке сошлемся на как-то прозвучавшую информацию, что электролиз алюминия в Павлодаре, например, оплачивается по тарифу 3,7 тенге.
Подчеркнем, что снабжение электроемких и экспортно-ориентированных производств специально удешевляемой электроэнергией – это нормально и целесообразно. Ненормально, когда льготные тарифы присваивают себе закрытым образом аффилированные с производством электроэнергии “избранные” потребители, – за счет повышения тарифов для “прочих”.
Несмотря на закрытый характер двусторонних сделок, уверенно можно предполагать, что многие из них заключаются между аффилированными между собой электростанциями, крупными потребителями или ЭСО по тарифам, существенно ниже предельных. Что потом может быть дополнительным аргументом перед Уполномоченным органом в повышении предельного тарифа.
Далее. Из объективного факта сугубо административного характера децентрализованной части оптового рынка электроэнергии вытекает декоративно-постановочный характер так называемых централизованных торгов, информация по которым все же имеется.
Так, из отчетов КОРЭМ следует, что на централизованных торгах за первое полугодие 2018 было заключено средне- и долгосрочных контрактов на 25% от всего потребления, при этом основными покупателями выступили 49 ЭСО (по оценке, общее их количество по Казахстану -180).Кроме того, проводились спот-торги “на сутки вперед” и “в течение операционных суток”, но на них было реализовано менее 0,3% всей потребленной за первое полугодие электроэнергии и основными участниками выступили только 26 ЭСО.
Иными словами, три четверти всего потока электроэнергии проходит вообще мимо организации, именуемой “Казахстанский оптовый рынок электроэнергии и мощности” и распределяется по закрытым двусторонним договорам между неким набором из крупных и средних потребителей РК, включая примерно сотню вообще “не светящихся” на рынке ЭСО-посредников, и неким пулом электростанций, надо полагать – не с самой дорогой электроэнергией.
Так, по данным того же КОРЭМ, число клиентов-продавцов на ОРЦТ (оптовом рынке централизованных торгов) – 29, за которыми стоит примерно 25 электростанций, при том что всего включенных в национальную энергосистему электростанций – 78. Остальные, надо полагать, распределяют свою электроэнергию на закрытом децентрализованном рынке. Клиентов-потребителей ОРЦТ и того меньше – 9 субъектов.
То есть, централизованные торги на оптовом рынке – это искусственно созданное полупрозрачное прикрытие закрытого лоббистского децентрализованного распределения основных потоков электроэнергии. Соответственно, организация централизованных торгов держится на таком же административном квотировании: “базарком” оставляет без парного распределения некий объем электроэнергии, вокруг которого и организуется ОРЦТ.
Мало того: попытка вынесения на торги и такой квоты также привела бы к поднятию цен всеми продавцами до наибольшей, поэтому централизованные торги приходится нарезать небольшими порциями по тарифным коридорам, в которых оператору ОРЦТ удается сводить ранжированием заявленные ценыпродавцов и покупателей. То есть, и этот рынок формируется на свободным спросом-предложением, а администрированием Оператора.
Здесь к месту заметить, что торги “на сутки вперед” и “в течении операционных суток” объективного технологического, как и коммерческого смысла не имеют и поэтому тоже носят декоративный отвлекающий характер. Ничтожный объем таких торгов это и демонстрирует. На самом деле, определенный технологический и коммерческий смысл имели бы торги балансирующей в течении суток пиковой электроэнергией, тогда как такие торги, обещаемые уже много лет, так и проводятся в имитационном режиме. Вплоть до того, что определение “имитационный” надежно вписано в Закон, характеризуя тем самым не только так и не запущенные торги пиковой электроэнергией, но и нынешний имитационный характер рынка электроэнергии в целом.
Добавим к этому, что устройство двухуровневого рынка электроэнергии с искусственными ЭСО-посредниками между оптом и розницей погубило и такое обоюдно полезное начинание, как дифференцирование потребительских тарифов по времени суток. Ныне медианная загрузка генерирующих мощностей не превышает 60-65%, поэтому долгосрочное тарифное стимулирование сглаживания суточного графика электропотребления могло бы на годы вперед крупно сократить затраты на введение новых мощностей, население же и бизнес могли бы извлекать стабильную выгоду от использования удешевленного ночного электричества.
Возвращаясь к неисполнению шага № 50 по реформированию электроэнергетической отрасли и внедрению модели Единого закупщика заметим, что попытки Минэнерго ограничиться локальными введениями систем единого закупа относительно ВИЭ, а теперь и рынка мощности подобны латанию давно уже выказавшей свою непригодность одежды.
Учреждение Единого закупщика только для рынка мощности всего лишь приведет к дополнительной надбавке к существующим тарифам, консервируя тарифную пестроту и в целом непрозрачное лоббистское устройство рынка электроэнергии. При этом не факт, что такая дополнительная тарифная нагрузка распределится равномерно на всех -закрытый лоббистский характер децентрализованного оптового рынка заведомо располагает к перекладыванию надбавок за мощность на население и малый-средний бизнес.
Подключение же такого проблемного рынка к Евразийскому рынку электроэнергии чревато усугублением законсервированных проблем. Российский рынок электроэнергии и мощности в целом имеет более высокий тарифный уровень, и еще больший профицит генерирующих мощностей. В результате не исключено, что с казахстанского рынка закрытым лоббистским образом будет уводится более дешевая электроэнергия, – за счет догрузки “рядовых” потребителей более дорогой российской.
Что же касается маневра с поощрением ввода мощностей ветровой и солнечной генерации через лукавую схему, перекладывающую обязанность покупки такой экологически чистой, но дорогой электроэнергии на крупные угольные электростанции, то этот паллиатив работает лишь постольку, поскольку выработка ВИЭ пока не превышает процента с небольшим. При больших же объемах незаметно “растворять” альтернативную выработку в угольной не удастся.
Совокупный вывод по шагу № 50: отказ от предусмотренной в нем реорганизации отрасли электроэнергетики и введения Единого закупщика на всем рынке, с подменой исполнения этого шага только едиными закупщиками на рынке мощности и рынке ВИЭ грозит стратегическим проигрышем. Проигрышем – именно вследствие банального копирования далекой от совершенства структуры российского рынка. Объяснить, почему реформа отрасли свелась всего лишь к подстраиваниюк российской модели – легко, оправдать отказ от Единого закупщика – сложно. В результате электроэнергетика Казахстана так и продолжит страдать от тарифной пестроты по регионам и категориям потребителей, оставаться непрозрачной и внутренне противоречивой. Например, логика “свободного” рынка электроэнергии принципиально противоречит логике предельных тарифов – одно исключает другое. Точно также взаимно исключают друг друга институты предельных тарифов и рынка мощности, поскольку предельный тариф, по определению, уже содержит в себе надбавку на увеличение мощности, если для данной электростанции она необходима и возможна.
Отложенная модернизация приведет к дальнейшему накоплению проблем и все время будет напоминать о себе.
Кроме того, приходится констатировать неисполнение и двух других шагов “Плана нации”: шаг № 51 – укрупнение РЭК и шаг № 52 – внедрение новой тарифной политики, с изменением структуры тарифа, построенной на выделении двух элементов: фиксированная часть для финансирования капитальных расходов и платы за использованную электроэнергию для покрытия переменных издержек производства.
Локальных и даже “бесхозных” электросетей по-прежнему много, и радикальное решение вопроса требует установления общего для данной региональной РЭК тарифа, уже в рамках которого мелкие сетевые единицы должны будут договариваться о своей доле с тарифодержателем. Что только и может понудить их к передаче малых сетей в единое управление и обслуживание.
Что же касается структуры тарифа, то попытка представить его капитальную часть всего лишь добавкой с рынка мощности является такой же “латкой” и профанирует заложенную в шаг № 52 идею. Известно, что не менее половины расходов электростанций, даже с дорогим топливом, связано не с текущей нагрузкой, а с поддержанием готовности к ее несению. У сетевых же предприятий таких, не связанных с переменной нагрузкой расходов – почти все. Поэтому правильным было бы (как это и делается в энергетически развитых странах, включая Россию) разбить конечный потребительский тариф на условно постоянную (абонентскую) капитальную часть – в соответствие с присоединенной (договорной) нагрузкой и переменную часть – по объемам реального месячного потребления. Соответственно, тарифы электростанций также поделить на капитальную и переменную части, что, в частности, позволит вернуться к эффективному тарифному стимулированию сглаживания пиковой и ночной частей электрического графика.
Предложения:
- Поставить перед Минэнерго вопрос о переработке закона “Об электроэнергетике” на предмет приведения его в соответствие с концепцией Единого закупщика, с учетом входа в общий рынок ЕАЭС, исполнения шагов № 50, 51 и 52 “Плана нации”, снятие конфиденциальности и обеспечения прозрачности процессов производства и приобретения электроэнергии и тарифообразования, обеспечение независимого мониторинга эксплуатационной и инвестиционной деятельности электростанций и сетевых предприятий.
- В качестве неотложной меры предложить Минэнерго отменить приказ о возложении функций Совета рынка на Электроэнергетическую ассоциацию и сформировать Совет с участием представителей НПП “Атамекен”, организаций потребителей и независимых экспертов.
- Поставить перед Минэнерго и КОРЭМ вопрос об открытии текущей информации о заключаемых на оптовом децентрализованном рынке сделках, их участниках, объемах и тарифах. (П. Своик, член Комитета по энергетике, член Экспертного совета по тарифам НПП “Атамекен, председатель президиума “Казахстанской ассоциации “Прозрачный тариф”, Eenergy.media/Энергетика Украины и мира)