В экспертной среде активизировалось обсуждение стоимости электроэнергии для российских потребителей, в том числе для промышленности. По просьбе Центра энергетической экспертизы эксперт в вопросах энергетики Владимир Дзагуто подготовил краткий анализ системы ценообразования в энергетике РФ.
В ноябре-декабре 2019 г. в очередной раз был поднят вопрос о том, насколько дорого обходится российским потребителям электроэнергия. Предложенная Минэнерго версия в 2,29 руб. за кВт-ч для “крупных энергоемких потребителей” РФ против 4,47 руб. за кВт-ч (0,0627 евро) для компаний-аналогов в ЕС была оспорена “Сообществом потребителей энергии”. Лобби промышленности сочло расчеты министерства некорректными, отметив, в частности, несопоставимость сравнивавшихся тарифов, наличие скидок в ЕС для энергоемких потребителей, перекос выборки российских предприятий, взятых для сравнения и т.п. Конечная цена для промышленности в первой ценовой зоне оптового энергорынка (ОРЭМ) России, по расчетам сообщества, выше, чем в целом по США, и выше, чем в ряде стран Европы, таких, как Франция, Бельгия, Норвегия.
Нам представляется, что прямое сравнение конечных энергоцен для различных категорий потребителей имеет смысл лишь в условиях сопоставимых энергорынков. Сопоставимость в этом смысле должна включать сразу несколько факторов, в том числе, структуру генерации (доля ТЭС на ископаемом топливе, АЭС, ГЭС, новых ВИЭ), наличие собственных энергоресурсов или зависимость от импорта газа, нефти, угля, протяженность электросетей, устройство энерготоргов и тарифной системы, механизмы социальной политики в отрасли и т. д. В дополнение к этому следует принимать во внимание принятые в стране правила инвестиций в электроэнергетике – в частности, наличие или отсутствие господдержки и длинных доступных кредитов.
Российская энергетика, несмотря на рыночные реформы, проведенные в 2000-2010-х годах, по-прежнему далеко не по всем факторам может быть сопоставима с развитыми западными странами. Например, вряд ли возможно убрать из рассмотрения фактор большой территории (даже только густонаселенные территории европейской части РФ на порядок значительнее по площади, чем любая страна ЕС). Это, как минимум, накладывает серьезные ограничения на сетевую составляющую конечных энергоцен. Так, во многих случаях невозможно получить типичный для Западной Европы эффект “медной доски”, когда доставка электроэнергии от любого генерирующего источника любому потребителю практически не представляет технологических сложностей и не влечет дополнительных коммерческих расходов. Российская ситуация де-факто разбивает любую возможную конструкцию энергорынка на отдельные ценовые зоны или “зоны свободного перетока” – территории, где модель энерготоргов может быть максимально приближена к ситуации равной конкуренции.
Ключевые факторы российской энергетики, которые способны снижать конечные энергоцены для потребителей
- Относительная дешевизна невозобновляемых энергоресурсов
1.1. Речь в данном случае должна идти, в первую очередь о природном газе, который является основным топливом для ТЭС в европейской части страны и на Урале. Система газовых тарифов, традиционно сохраняемая в России, остается наиболее важным фактором для конкурентных преимуществ отечественной тепловой генерации. Разрушить эту систему мог бы декларировавшийся с 2000-х годов принцип выхода внутренних газовых цен на равнодоходность (соответствие ценам экспорта без учета транспортной составляющей), но уже в первой половине 2010-х годов государство отказалось продолжать реализацию этой идеи.
Фактически для внутренних потребителей газ в последние годы дешевеет – темпы роста тарифов либо нулевые, либо ниже инфляции. “Газпром” оценивает рост своих тарифов в 2014-2019 годах в 20%, тогда как накопленную за период инфляцию – в 57%, отмечая, что трубопроводный тариф госкомпании не поднимается с 2015 года. При этом “Газпром” считает, что уже не может компенисровать убыточность внутреннего рынка и рост своего НДПИ экспортными доходами (впрочем, подобные осторожные жалобы от монополии поступают не в первый раз).
Отметим, что именно цена на газ является одним из наиболее значимых факторов в определении цен в странах-импортерах топлива. Так, в своем анализе рынков “Сообщество потребителей энергии” фиксирует спад цен на электроэнергию в первом полугодии 2019 года в пяти странах Западной Европы, причем как минимум три из этих стран – Великобритания, Испания и Италия, где падение составляло 12-13% – существенно зависимы от импорта газа, который в 2019 году дешевел по сравнению со второй половиной 2018 года.
1.2. Ситуация с углем – основным топливом ТЭС в Сибири и на Дальнем Востоке — менее определенная. Это рыночный экспортный товар, на цены на который в значительной степени влияют зарубежные котировки, в первую очередь, на ключевых для российских угольщиков рынках стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Тем не менее, уголь в целом в мире остается относительно дешевым топливом для ТЭС, хотя на его популярность негативно влияют экологические факторы. В России на его цену положительно для потребителей влияет меньшая величина транспортной составляющей.
1.3. Доля мазута и дизтоплива в энергетике РФ мало значима (резервное топливо, “северный завоз” и т. д.). Ценообразование на энергетический уран и топливо для АЭС является де-факто внутренним бизнес-вопросом госкорпорации “Росатом”, и в этой связи рассматривать его отдельно от коммерческой эффективности российских АЭС, видимо, не требуется.
- Высокая доля амортизированной генерации, в первую очередь ГЭС и АЭС
Мощные ГЭС Сибири и Волжско-Камского каскада, АЭС европейской части РФ в основном не требуют возврата инвестиций, сделанных еще при СССР, поэтому могут являться демпферами ценовых котировок. Тем не менее, ситуация “амортизированной генерации” постепенно теряет свой вес – мощности старых советских ТЭС в значительной степени выработали ресурс, ряд энергоблоков АЭС “Росэнергоатом” вынужден с начала 2010-х годов готовить к постепенному выводу, для чего требуется строительство новых замещающих мощностей. “РусГидро” уже несколько лет проводит программу замены и модернизации генерирующего оборудования.
- Стагнация спроса на электроэнергию
В течение последнего десятилетия энергопотребление в РФ растет минимальными темпами, сохраняясь на уровне несколько выше 1 трлн. кВт-ч в год (без учета экстенсивного роста из-за возврата Крыма и Севастополя в состав России). По данным “Совета рынка”, энергопотребление в РФ с 2011 по 2018 год выросло всего на 5,4% – с 1021 млрд. кВт-ч в год до 1076 млрд. кВт-ч в год. Такая ситуация позволяет не планировать общий рост энергомощностей, ограничиваясь замещением выбывающих станций и точечным строительством новых в местах ожидаемого роста спроса.
- Ограниченное развитие новых ВИЭ
Государственная и рыночная поддержка солнечных и ветровых электростанций пока относительно невелика. Впрочем, лобби крупных потребителей уже считает ее слишком значительной и ратует за ее прекращение. Тем не менее, зеленая генерация строится в РФ по остаточному принципу, в значительно меньших объемах, чем в крупных западных энергосистемах (за 10 лет с 2025 г. по 2035 г. на новые ВИЭ планируется потратить 400 млрд. руб.
- Сохранение конкуренции в тепловой генерации
Несмотря на консолидацию генкомпаний в руках крупнейших производителей энергии, в большинстве регионов первой ценовой энергозоны (Европейская часть РФ и Урал) в тепловой генерации, формирующей ценовые заявки по продаже электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), пока сохраняется определенный уровень конкуренции. Это можно считать одним из факторов сдерживания цен РСВ.
Ключевые факторы российской энергетики, которые способны повышать конечные энергоцены для потребителей
- Перекрестное субсидирование
Несмотря на попытки максимально уйти от субсидирования цен для одних потребителей за счет повышения тарифов для других, предпринимавшиеся несколько раз и при реформе РАО ЕЭС, и позднее, “перекрестка” продолжает оставаться одним из ключевых факторов отечественного энергорынка. Более того, субсидирование имеет тенденцию к росту в условиях сложной экономической ситуации и рассматривается государством как стандартная мера поддержки проблемных потребителей за счет более благополучных.
1.1. Социальная политика
Тарифы для населения значительно занижены против экономически обоснованного уровня. Эта ситуация рассматривается регуляторами как норма, и хотя рост тарифов для населения в социально-экономических прогнозах правительства закладывается более высоким, экономически обоснованный уровень в ближайшие годы, скорее, недостижим. Оплата выпадающих доходов перекладывается на промышленных потребителей.
Отметим, что при этом в реальности дотирование тарифов для населения производится явно неравномерно и зависит в том числе и от стоимости топлива для ТЭС, и от наличия дешевой генерации, и от доходов населения в конкретном регионе. Так, Москва и Подмосковье находятся в верхней части тарифной сетки (в 2019 г. по однотарифной схеме – 5,38 руб. и 5,29 руб. за кВт-ч соответственно), тогда как считающиеся одними из самых благополучных, но находящиеся на территориях нефтегазодобычи с низкими тарифами на газ Тюменская область, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий АО – в нижней с 2,78 руб. за кВт-ч. Активно развивающая промышленные зоны Калужская область установила в 2019 году по однотарифной схеме для населения тариф в 4,6 руб. за кВт-ч, а соседняя менее успешная Тульская – лишь 4,14 руб. В итоге говорить о некой единой ставке (уровне) дотирования тарифов для населения затруднительно.
1.2. Политика территориального развития
Тарифы для неценовых (тарифных) зон Дальнего Востока и строительство ТЭС в Калининградской области субсидируются энергорынком за счет спецнаценок. Дополнительные расходы компенсируются промышленными потребителями.
1.3. Перекрестка среди промышленных потребителей
Речь идет, в частности, о внутренней перекрестке в электросетевом секторе (например, “последней миле” и планируемой диверсификации тарифов магистральных сетей Федеральной сетевой компании). В результате энергоцены для промпотребителей оказываются значительно выше экономически обоснованного уровня, а для мелкомоторных потребителей – несколько ниже.
2.Маржинальная схема оптового энергорынка
Определение цены на электроэнергию и мощность происходит по наиболее дорогой из прошедших отбор заявок генераторов. Эта схема, которая по идее должна была стимулировать генкомпании повышать эффективность выработки, на практике приводит к практической невозможности заключить отдельный договор с “дешевым” генератором, а также искусственно поднимает суммарный платеж потребителей.
При этом надо отметить, что оптовые цены на электроэнергию удается сдерживать в коридоре умеренного роста. По данным “Совета рынка”, средняя цена рынка на сутки вперед выросла с 1,04 руб. за кВт-ч в 2014 году до 1,11 руб. в 2018 году. В июне 2019 года цена составляла 1,21 руб. за кВт-ч (рост 17,4% к тому же месяцу 2018 года, в текущем году темпы роста цен РСВ ускорились). Этого, впрочем, нельзя сказать о ценах на мощность, где рост идет за счет нерыночных выплат (договоры на поставку мощности – ДПМ – плюс иные спецнадбавки). Так, средняя цена мощности в 2018 году достигала 333,3 тыс. руб. за МВт, тогда как еще в 2012 году она составляла лишь 149 тыс. руб. за МВт (рост цены более чем в 2,2 раза).
- Инвестиции за счет энергорынка
Сейчас энергорынок РФ вынужден инвестировать в новые мощности в условиях отсутствия длинных дешевых кредитов. Это приводит к тому, что для возврата инвестиций генераторам приходится давать гарантию ускоренного возврата средств за счет выплат по ДПМ, которые закладываются в цену мощности и вызывают резкий рост платежей. Примерно аналогичная схема повышенных выплат для ускоренного возврата кредитных инвестиций закладывалась ранее в RAB-тарифы электросетей.
С другой стороны, сам факт необходимости инвестнадбавок на энергорынке говорит о том, что энергоцены без искусственных надстроек не могут давать генераторам возврата инвестиций. Другими словами, без учета ДПМ энергоцены де-факто занижены против экономически обоснованного уровня, если считать, что в этот уровень должен включаться и определенный объем вложений для воспроизводства энергосистемы.
- Наличие существенного резерва генерации на рынке
Ситуация в отечественной энергосистеме традиционно характеризуется значительным резервом генерирующих мощностей. Это связано с рядом факторов – от значительных колебаний потребления “зимний пик vs. летний минимум” до технологических моментов, связанных с устройством Единой энергосистемы (в частности, не только невозможность поставок более дешевой энергии на большие расстояния, но и необходимость содержания и загрузки ТЭЦ, востребованных в первую очередь как источник теплоснабжения в осенне-зимний период).
Примером существенных колебаний спроса и предложения может служить ситуация в Сибири, где летом при спаде энергопотребления и высокой воде доля выработки ГЭС на рынке может достигать двух третей, тогда как зимой она падает до одной трети. Фактически это означает, что здесь примерно половина тепловой генерации – это по сути резерв для зимних пиков потребления электроэнергии и тепла, невостребованный в более теплые периоды года.
При этом устройство российского оптового энергорынка таково, что резерв должен оплачиваться по правилам рынка мощности, что дает дополнительную нагрузку на потребителей. Кроме того, недовольство промышленных потребителей вызывал не только избыток резерва, но и алгоритм выбора технологически необходимого резерва, который не учитывает реальную себестоимость выработки. Отметим, что и обязательный отбор рынком выработки ТЭЦ в отопительный период может вымывать с рынка часть более дешевой выработки крупных конденсационных станций (ГРЭС), что также является возможным фактором роста цен на электроэнергию на РСВ.
Электроэнергия в себестоимости
При этом крайне сложно оценить, насколько рост цен на электроэнергию в действительности влияет на конкурентоспособность большинства промышленных потребителей. Несмотря на то, что бизнес сетует на увеличение платежей практически постоянно и его претензии выглядят в значительной части обоснованно, представляется, что в реальности затраты на энергопотребление не являются проблемой для большинства отраслей. Традиционно в промышленности РФ выделяют не более двух-трех отраслей, которые в целом настолько энергоемки, что любое повышение тарифа серьезно сказывается на себестоимости конечной продукции. Это алюминиевый сектор (ОК “Русал”), поскольку в производстве первичного алюминия энергозатраты составляют до 40%, и нефтегазохимия. В остальной промышленности доля затрат на закупку электроэнергии, видимо, значительно ниже.
Так, к примеру, суммарные затраты ГМК “Норильский никель” на электроэнергию и тепло в 2018 году составили $143 млн. при себестоимости продаж свыше $4,5 млрд. (здесь и ниже данные приведены по годовым отчетам холдингов и МСФО). Эта расходная статья увеличилась год к году на 14,3%, но тем не менее в доля энергетики в себестоимости составила лишь 3,15%. Но основные районы производства ГМК находятся за Полярным кругом, причем компания фактически контролирует местную генерацию, что позволяет, возможно, снижать энергетические расходы. Менее экзотическим вариантом для металлургии можно считать, например, расположенный в Оренбургской области ММК, расходы которого на электроэнергию (без тепла) в 2018 году составили 15,2 млрд. руб., или около 5,5% от общей себестоимости.
“Роснефть” сообщала о расходах на электроэнергию за 2018 г. в размере 163,6 млрд. руб. при себестоимости затрат в 4,8 трлн. руб. и себестоимости затрат по основному виду деятельности в 3,36 трлн. руб. (доля электроэнергии в расходах на основную деятельность – менее 5%). Относительно высокий уровень расходов на электроэнергию можно видеть, например, у “Уралкалия”. В 2018 и 2017 годах на эту статью компания относила 13,6% и 13,7% соответственно от себестоимости, потратив в 2018 году на закупки у внешних генераторов (82,6% от общего энергопотребления) 4,5 млрд. руб. С другой стороны, энергетические расходы машиностроителей относительно невелики. Например, у Объединенной авиастроительной корпорации при потреблении в 2018 году в объеме 964 млн. кВт-ч закупки электроэнергии стоили 3,8 млрд. руб., что составило около 1,2% от себестоимости продукции.
Даже у одного из крупнейших потребителей электроэнергии в стране ОАО РЖД, у которого значительная часть путей электрифицирована, расходы на закупку энергии для перевозок в 2018 году составили 166,7 млрд. руб., что при этом составляет только 11% от себестоимости перевозок. Рост затрат по этой статье в абсолютных величинах год к году составил 6,7%, что сопоставимо с общим ростом затрат перевозчика на 6,3%. Отметим, что РЖД неоднократно подвергались критике со стороны Минэкономики за свою закупочную политику в сфере электроэнергетики (работа по долгосрочным контрактам).
При этом формально компании признают, как полагается, риски роста цен на электроэнергию. Но риск в большинстве случаев упоминается относительно формально, без подробных прогнозов.
Крупные зарубежные компании относительно редко выделяют в своей публичной отчетности данные о доле расходов на электроэнергию в общей себестоимости производства. Тем не менее, существуют общие оценки энергоемкости отдельных отраслей. Так, ассоциация WorldSteel оценивает долю затрат на энергоресурсы при всей производственной цепочке производства стали в 20-40% (в зависимости от энергоэффективности; оценка включает добычу руды, ее транспортировку и собственно металлургию). При этом энергозатраты самых сталеваров при конвертерной выплавке оценены в 9% от общих энергозатрат производственной цепочки, но лишь 7% от этой суммы – это расходы на электроэнергию, а 89% – уголь. На электропечи приходится только 6% от общих энергозатрат, но половина этой величины – собственно расходы на электроэнергию.
Еврокомиссия со ссылкой на внешнюю аналитику приводит среднюю оценку общих затрат европейского бизнеса на энергоресурсы в 0-3% от себестоимости (оценка включает электроэнергию, газ и нефтепродукты). При этом в высокотехнологичных отраслях (электроника, автомобилестроение etc) затраты составляют лишь 1%. К числу энергоемких отраслей, где доля затрат на энергоресурсы варьируется в диапазоне 3-20%, отнесены черная и цветная металлургия, цементная и химическая промышленность, целлюлозно-бумажное производство. Там же в качестве бенчмарка приведена оценка стоимости энергии в России на 2016 г., составляющая менее 0,09 евро за кВт-ч. Более низкие цены указаны примерно для десятка стран ЕС, США и Канады, более высокие – для большинства стран ЕС, Китая, Турции, Индии, Австралии и т. д.
Другое исследование, приводимое Еврокомиссией, по состоянию на 2015 г. к числу наиболее энергоемких производств (расчет идет по различным видам энергоресурсов) также относит цементную (16,3% от себестоимости), целлюлозно-бумажную (8,4%) и стекольную (8,2%) промышленность, черную металлургию (7,5%), добычу рудных ископаемых (18,4%). Максимальные уровни энергорасходов обнаруживались в наземном транспорте (27%) и авиации (20,2%).
(Не)конкурентоспособность собственной генерации
При этом в энергоемкой промышленности за рубежом, видимо, достаточно распространены попытки снизить себестоимость электроэнергии за счет собственной генерации. Наиболее известным примером такого рода является норвежская алюминиевая компания Norsk Hydro, которая отмечает, что в 2018 г. собственные электростанции произвели 10,7 млрд. кВт-ч на 8,7 млрд. норвежских крон. Часть электроэнергии компания тем не менее, продает сторонним потребителям и дополнительно закупает недостающие объемы на энергорынке. Другой пример такого рода – японская сталелитейная Nippon Steel, потребление которой в 2017 г. составило около 5% от всего спроса на энергию в стране. Nippon Steel является и одной из крупнейших генерирующих компаний: по ее отчету, в 2018 фискальном году для собственных предприятий она поставила только 63% своей выработки, остальные объемы ушли на энергорынок другим потребителям.
Фактором, который мог бы свидетельствовать о существовании сверхнагрузки на промышленных потребителей, является тенденция к строительству крупными или даже средними компаниями в РФ собственной генерации (блок-станций). Подобный тренд наблюдался в первой половине 2010-х годов, когда фиксировались относительно высокие темпы роста конечных энергоцен (или, по крайней мере, такие тренды декларировались лобби потребителей). Формировалась даже отдельная подотрасль по поставке и монтажу энергетического оборудования для компаний, но тенденция резко оборвалась в 2014 г. после резкой девальвации рубля – значительная часть оборудования являлась импортным.
Сейчас часть крупных компаний по-прежнему строят свою генерацию, но речь довольно редко идет о массовом строительстве на покупном топливе. Так, НЛМК, наиболее активно строящий блок-станции, использует доменный газ (собственная выработка компании к концу 2018 г. достигла 59% потребления, по данным годового отчета; целью является достижение 90% – ср. ситуацию у Nippon Steel), нефтегазовые компании ставят генерацию в удаленных от ЕЭС России местах добычи топлива. С другой стороны, компании по добыче нерудных ископаемых скорее заинтересованы в прокладке сетей к своим месторождениям (золотодобыча на Чукотке, Сухой Лог в Иркутской области), хотя и не исключают строительства отдельных станций для покрытия нового спроса проектов.
Такая ситуация может свидетельствовать о том, что инвестиции в новую генерацию по эффективности все еще заметно проигрывают по конкурентоспособности присоединению к сетям, если только инвестор не получает существенную экономию на топливной составляющей. Так, даже крупные промышленные потребители, сильно зависимые от цены электроэнергии (например, ОК “Русал”), по-видимому, предпочитают либо добиваться прямых контрактов с дешевой генерацией (“Росэнергоатом” и Кандалакшский завод), либо выкупать старую генерацию (приобретение Ондской ГЭС для Надвоицкого завода).
В целом отечественную систему ценообразования можно определить как промежуточную между рыночной и регулируемой. С одной стороны, энергорынок в части продажи электроэнергии представляет собой вполне рыночную модель с относительно низкими ценами и (до 2019 г.) медленно растущими ценами. С другой стороны, наличие регулируемых надбавок на рынке мощности, искусственных механизмов стимулирования инвестиций, перекрестного субсидирования, социально-территориальных льгот и т. д. приводит к тому, что весьма высока роль квазитарифных составляющих в конечной цене для промышленных потребителей. При этом парадокс ситуации в том, что, с одной стороны, доля электроэнергии в себестоимости продукции относительно велика лишь у некоторых энергоемких отраслей, а у целого ряда компаний, в том числе добывающих и экспортоориентированных, не превышает 5%. С другой же стороны, финансовая нагрузка крупного бизнеса от закупок электроэнергии все еще не настолько значительна, чтобы приводить к массовым инвестрешениям по строительству собственной генерации (для этого требуются дополнительные условия, в частности, доступ к дешевому топливу). (Центр энергетической экспертизы/Энергетика Украины и мира)