top of page
Поиск
  • Фото автораAlexey Presnov

Казахстан. Электросетевые тарифы – в рынок.

Обновлено: 2 февр.




В прошлый раз в нашей серии статей о возможном сценарии развития электроэнергетики в Казахстане мы подробно обсуждали архитектуру электросетевых тарифов. И сегодня мы продолжим эту тему, под несколько другим углом – поговорим о методологии тарифов, о том, в каком направлении, на наш взгляд, нужно двигаться Казахстану в этой сфере.   


Подчеркнем еще раз, что электросетевой комплекс – физическая инфраструктура энергорынка – является важнейшим компонентом процесса энергоснабжения, стволовой частью энергорынка, и корректная тарификация монопольных по своей природе электрических сетей является не менее важной задачей, чем хорошо спроектированный дизайн оптового рынка со всеми его сегментами и взаимосвязями.


Если с магистральными сетями относительно все просто – тарифы там, как правило, отражают недискриминационный доступ всех участников оптового уровня к инфраструктуре взаимодействия между собой – генерации и потребителей, и потому выражается через тариф так называемой почтовой марки – компенсирующий затраты на обеспечение работоспособности сети, включая и ее развитие, через постоянную плату за  содержание или пиковую мощность, (а также потери, которые изначально невелики по определению на высоком и сверхвысоком напряжении – диапазоне работы этих  электросетей), то с распределительными сетями все сложнее. Они являются своего рода «ветвями» образного «дерева» энергосистемы, где – корни –традиционная генерация, питающая посредством ствола – магистральных сетей и ветвей – распредсетей, листья и плоды – потребителей, и образуют инфраструктуру множественных региональных розничных рынков, где взаимодействуют уже конкурентные энергосбытовые компании и массовые потребители. И от того, насколько правильно организованы тарифы в этих сетях, насколько адекватно компенсируются их затраты, насколько они в конечном счете эффективны и доступны, зависит и благополучие массовых потребителей, и конкуренция, и вообще восприятие энергоотрасли в общественном дискурсе. А последнее очень важно – энергетика является всеобщей в смысле своего влияния и воздействия на современную цивилизацию, и, если там не все в порядке, значит не все в порядке в жизнеобеспечении, а значит и в целом в организации государства и страны.   


Методологии тарифообразования сетевого комплекса довольно разнообразны, но, на практике, в конечном итоге, сводятся к двум подходам – «затраты плюс», где тариф отражает текущие и инвестиционные расходы и нормированную прибыль, и т. н. стимулирующих методов, суть которых в поощрении инвестиций в сети с  гарантиями их возврата с доходностью при обеспечении ряда условий и критериев, заданных регулятором  и  выполняемых  электросетевой организацией.  Второй подход в последние 20–25  лет в экономической части сводился к применению метода RAB регулирования (regulated asset base), и активно внедрялся в странах, прошедших реформу разделения электроэнергетики по видам деятельности, в том числе в России на рубеже 2000х и 2010х гг. Однако в условиях относительно  высокой инфляции переход на этот метод в сетях электросетевых распределительных компаний приводил к необходимости значительного роста тарифов, что, при высоком удельном весе электросетевой составляющей в конечных ценах в российских условиях, причины которого заслуживают отдельного рассмотрения, оказалось неприемлемым по социально- политическим причинам, а потому было быстро свернуто и переведено, по сути, в режим долгосрочных тарифов с индексацией. Казахстан в рыночном развитии отрасли отстает от России примерно на 15 лет, и поэтому сегодня стимулирующий метод регулирования остается здесь еще вполне популярным в общественной дискуссии о путях реформирования системы регулирования субъектов естественных монополий.  


Но при отсутствии какой-либо организации архитектуры тарифов с искаженной структурой отражения затрат в электросетевом комплексе, о чем мы писали в прошлый раз, говорить всерьез о переходе на какие-то инвестиционные методологии, применяемые в странах с низкой инфляцией и относительно недорогом капитале, на наш взгляд, и преждевременно, и крайне рискованно. Более реалистичным выглядит сценарий, по которому пошли многие страны, в т. ч. Россия, чей опыт опять же важен для Казасхтана в силу похожести их энергосистем, и где с трудом, но внедряются референтные методы регулирования, т. н.  benchmarking, суть которых в расчетах необходимой валовой выручки для некоей идеальной эталонной сети, обслуживающей данный регион или территорию, с которой затем сравниваются результаты работы реальной сети.


В большинство регионов Казахстана имеется по одной региональной распределительной энергокомпании РЭК, за исключением Акмолинской и Карагандинской областей – по 3 компании, и Актюбинской и Павлодарской – по 2 сетевых компании, при этом в регионах имеется и значительное число  (около 150) ЭПО - энергопередающих компаний, не являющимися РЭК, сети которых присоединены к РЭК. Это различные коммунальные сети, сети промпредприятий и т. п. С середины 2010 х годов взят курс на консолидацию распределительных сетевых компаний за счет повышения требований орг-тех характера для обеспечения надежности электроснабжения. Это не сильно отличается от России, где после принятия Правил недискриминационного доступа в 2004 году и начала реформ в электроэнергетике число территориальных распределительных сетевых организаций ТСО стало быстро расти прежде всего за счет сетей бывших промышленных предприятий. Изначально во многих регионах электросети подразделялись на выделенные из бывших АО Энерго РАО ЕЭС России и коммунальные и сельские электросети, входившие когда-то в Облкоммунэнерго и Агропромэнерго. В 2008 году после внедрения так называемого котлового метода тарифообразования в электрических сетях, предусматривающего единый тариф на передачу (с дифференциацией по уровням напряжения) для всех потребителей региона и последующими расчетами между ТСО по индивидуальным тарифам так, чтобы сохранить общую необходимую валовую выручку–НВВ сетей в регионе в пределах заданных величин, привело к тому, что кол-во независимых сетей выросло еще в разы и достигло величины около 2000 организаций в целом по стране на 85 регионов. Парадокс заключался в том, что чем меньше по объемам отпуска и иным количественным показателям была сетевая организация, тем выше у нее был индивидуальный сетевой тариф, что достигалось за счет увеличения принимаемых регуляторами удельных расходов для таких малых ТСО.  При этом такие электросети на деле, как правило, были очень слабо оснащены технически и в плане квалификации персонала, возникали и работали на арендованных электросетевых объектах, в случае аварий не справлялись с обеспечением надежности, и в целом негативно влияли на состояние электросетей. В конце нулевых пошел вначале естественный, а затем и принудительный процесс реконсолидации сетей за счет административных и экономических мер. Этот процесс идет и поныне, сети в регионах консолидируются на базе общенациональной компании Россети, которая не всегда самая эффективная в конкретной области, но точно самая большая.  Однако принцип котлового ценообразования, явившийся основной причиной резкого роста количества мелких сетей так и не отменен. Этот принцип с одной стороны создает условия для равенства потребителей и обеспечивает простоту и прозрачность сетевых тарифов, но с другой, создает условия для нарушения базовых принципов рыночного ценообразования – causation и fair cost allocation. Понятно, что доставить электроэнергию в отдаленный район, или на остров, в лесной местности, гораздо дороже, чем в пределах нескольких километров от источника, например в городах с ТЭЦ. И хотя расходы на строительство и эксплуатацию сетей в городских условиях могут быть выше, чем за городом в чистом поле, гораздо более плотная нагрузка сетей городскими потребителями резко увеличивает полезный отпуск при сниженных потерях за счет расстояния, что также резко снижает тариф, который в общем виде выражается как Т= НВВ/ Э, где НВВ - необходимая валовая выручка, а Э - отпуск, измеряемый или в кВтч или как P* h  (мощность потребления, умноженная на число часов ее использования). 

 

Котловые тарифы являются инструментом кросс субсидирования в территориальном разрезе в пределах региона, в дополнение к другим – дифференциации по группам и т. п. Их использование должно быть осознанным с точки зрения их недостатков, связанных с митигацией пространственных рыночных сигналов в части сетевой составляющей.

 

В Казахстане  на сегодня применяется последовательный метод оплаты услуг на передачу по распределительным сетям, то есть потребители, присоединенные к небольшим ЭПО, находящимися за РЭК, платят два или более тарифа не передачу и, таким, образом, дискриминируются по отношению к  потребителям, непосредственно присоединенным к РЭК. При этом более высокие платежи не всегда объективно отражают более высокие затраты на услуги на передачу, фактически потребители, присоединенные к РЭК и к прочим ЭПО могут находиться рядом друг с другом. Для устранения этого неравенства можно пойти по пути котлового ценообразования, но при этом, если не озаботиться сразу вопросами референтных затрат на обслуживание однотипного оборудования, единых технических критериев и стандартов обслуживания для электросетевых организаций, получить последствия аналогичные российским. 

 

Другой подход, и более подходящий с учетом реалий Казахстана, может заключаться в зональном тарифообразовании в электросетях на распределительном уровне. Нормативное регулирование розничных рынков в Казахстане на сегодняшний день устроено так, что продажа электроэнергии и конкуренция энергосбытовых компаний, так же, как и назначение из их числа гарантирующих поставщиков, происходят в границах балансовой принадлежности тех или иных региональных распределительных сетевых компаний, которые в большинстве случаев совпадают с границами регионов. То есть, по сути, конкуренция ограничена рамками одного региона или одной сетевой компании. Эти границы и представляют из себя зоны, в которых электросетевая компания получает тариф по услугам на передачу, выраженный в кВтч и одинаковый для всех потребителей (за исключением некоторых регионов в Западной энергозоне).  Дифференциация тарифа по уровням напряжения и введение многоставочного тарифа в рамках зоны данной сетевой компании в целом решает проблему корректного тарифного регулирования в регионах с одной электросетевой организацией. 

 

Однако, если таких организаций несколько (как в Акмолинской, Актюбинской, Карагандинской и Павлодарской областях) зональное тарифицирование по границам сетей компании приводит к нескольким тарифам на передачу в регионе, причем такая градация не всегда точно отражает реальные затраты той или иной компании, компенсируемые в итоге через тариф, оплачиваемый потребителями зоны. Например, в зоне действия одной сетевой компании могут быть разные по условиям электросетевые объекты:  плотная городская застройка с кабельными сетями и высокой степенью загрузки электросетей, горная местность, удаленные поселки, длинные ЛЭП с высокими потерями и низкой нерегулярной нагрузкой и т.п. Фактически, в таких условиях, поскольку тариф на передачу этой ТСО един для всех потребителей (с учетом дифференциации по уровням напряжения и, если такое решение принято, по группам потребителей в зависимости от их доходов), происходит кросс субсидирование одних потребителей другими в пространственном разрезе внутри одной электросетевой компании. Это обычная ситуация, которая, однако, часто приводит к тому, что “убыточные” для компании потребители имеют более низкий уровень обслуживания в плане инвестиций, внедрения инноваций, качества электроэнергии и т. п. по сравнению с “прибыльными”.  Между тем, одним из магистральных направлений дальнейшего  развития  электросетевого бизнеса в современных энергосистемах являются различные сервисные услуги на розничном рынке, связанные с интеграцией и координацией распределенных ресурсов (DERs) потребителей, предоставления индивидуализированных уровней надежности, обеспечения деятельности p2p платформ потребителей, Smart grid сервисы и т.п. Иными словами высокая степень социализации тарифов на передачу часто становится тормозом прогресса в обслуживании потребителей на современном этапе, и, тем более, в условиях перехода к конкурентному рынку, где даже в монопольном секторе распределительных сетей возможна конкуренция, пусть и непрямая, но сравнительная – в рамках смежных электросетей в одном регионе, например в скорости, простоте и качестве услуг по технологическому присоединению.  

 

Даже в рамках одной электросетевой компании в регионе при реализации крупных девелоперских и индустриальных проектов часто возникают ситуации, когда потребители стоят перед дилеммой: строить самим сети для электроснабжения проектов и потом “передавать на баланс” эти сети распредсетевой компании в рамках платы за техприсоединение (что приводит к снижению активов у потребителя и их росту у электросетевой компании) или же полагаться на сети, которые опять же построят все за деньги потребителя, но, как правило, дороже, и заберут этот электросетевой актив себе. В рыночных условиях потребители, как правило, выбирают первый вариант, стремясь минимизировать свои затраты, но затем не отдают построенные сети в сетевую огранизацию (поскольку стоимость присоединения снижается), а оставляют себе, по крайней мере на какое-то время.  Часто, при правильно выстроенном рынке сетевых услуг, это приводит к появлению новых электросетевых компаний, эксплуатирующих такие потребительские сети, причем в разных районах региона, присоединенные к основной электросетевой компании.

 



Возникает вопрос, а какой тариф должен быть у конечных потребителей таких сетей при зонном тарифообразовании? Последовательный, состоящий, по сути, из тарифа магистральных сетей, региональных сетей и “девелоперских” или “заводских” сетей? Но насколько справедливо это будет, если все потребители в данной точке энергосистемы находятся в одинаковых условиях?  Как уже упоминалось, в России в этой ситуации пошли по пути котлового тарифообразования со всеми его изъянами, но есть и другой путь. 

 

Этот вариант тарификации применяется не к сетевой организации, а к территории по зонному принципу, аналогично зонным тарифам на транспорте. Весь регион рассматривается как территория с электросетями в данной конфигурации, учитываются эталонные расходы с учетом факторов, различных в той или иной локации – плотности нагрузки, труднодоступности, удаленности от источников генерации и т.п.  В итоге считаются тарифы по зонам, самые низкие из них будут в городах и рядом с ТЭЦ и другими источниками, самые высокие в отдаленных районах. Электросетевые компании работают по этим гранулированным тарифам, при этом инвестиционные составляющие добавляются в те или иные зоны точечно, то есть прицельно, именно туда, где в них нуждаются, а не в целом по региону. В зонах с высоким тарифом, если там возникают новые нагрузки в рамках каких-то проектов, у сетевых компаний возникает дополнительное инвестиционное плечо для строительства новых ЛЭП и подстанций за счет разницы в тарифах. Такой подход облегчает выход на рынок электросетевых услуг данного региона новых игроков, как  по сценариям девелоперских электросетей, так и ввиду открывающихся возможностей по проведению конкурсов на обслуживание той или иной территории в случае неудовлетворительного обслуживания текущей сетевой компанией, что особенно важно для коммунальных  сетей, находящихся в аренде,  безхозных сетей и т.п.


Наконец, этот подход позволяет обеспечивать относительно низкие электросетевые тарифы вокруг ТЭЦ, что увеличивает их привлекательность как эффективного источника электроэнергии и тепла со сниженным углеродным следом, и повышает их экономическую устойчивость в целом. Это же относится и к другой распределенной генерации, тем же крышным ВИЭ, выдающим в общую сеть излишки в периоды максимальной выработки, поскольку в условиях низких тарифов электросетевых тарифов вокруг растет их привлекательность как источников в режимах p2p.  Индивидуализация инвестиций в конкретных зонах сети создает возможности для совершенно нового уровня обслуживания потребителей в зависимости от их особенностей и предпочтений, существенно  компенсирует растущие  риски grid defection, наблюдающиеся во многих странах, в первую очередь в России, где потребители активно строят собственную генерацию и не хотят оплачивать растущие социализированные издержки.


Конечно, такой подход требует как высокой квалификации тарифных органов, так и наличия четких критериев и эталонов регулирования. В перспективе, пока не очень близкой, по мере развития энергосистем и технологических возможностей, вполне оправдан переход на узловую модель рынка не только в генерации и магистральных сетях, но и применение узловых цен и в распределительных сетях, то есть значительного роста количества тарифных зон, переходящих в итоге в узлы.

 

Но и зонный территориальный подход к тарифообразованию в отличие от тарификации собственно сетевых организаций,  значительно точнее определяет рыночные условия в регионах, создает дополнительные возможности для более эффективной интеграции DERs  в энергосистему, и, наконец, создает условия для осознанной конкуренции на розничном рынке не только в пределах региона, но и по всей зоне свободного перетока мощности на оптовом рынке (энергосбытовые компании отвязываются от границ тех или иных сетей). О том как, на наш взгляд, должен развиваться энергосбытовой бизнес в Казахстане в рыночном сценарии, за что бороться, и в чем суть его функций в современных условиях, мы поговорим в следующий раз.

 

55 просмотров0 комментариев

Недавние посты

Смотреть все

Comments


bottom of page