Котёл вари, котёл не вари

Данная запись посвящена проблеме тарифного котла, как такового. Как правило, если в качестве примера взять опыт применения котлового тарифообразования в сетях, тарифный котёл преподносят как важный с точки развития конкуренции и ликвидации тарифной дискриминации механизм, но фактически его применение ведёт к росту перекрёстного субсидирования и снижению экономической обоснованности тарифов.

Screenshot_3png

Котёл вари.
4 сентября 2007 года ФСТ России опубликовало информационное письмо "О введении котлового метода расчёта тарифов на услуги по передаче электроэнергии".

Согласно пункту 42 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг:
при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии ставки тарифов определяются с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).
С 2008 года в России рассчитываются и утверждаются единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии. При этом в целях обеспечения каждой сетевой организации средствами в размере ее необходимой валовой выручки полученные по единому (котловому) тарифу средства перераспределяются  между сетевыми организациями.

В качестве обоснования введения единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии в 2007 году указывались следующие доводы:
- единый тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, принадлежащих к одной группе (категории).
- консолидация денежных средств за услуги по передаче электрической энергии.
- возможность урегулирования взаимоотношений между территориальными сетевыми организациями (ТСО) в рамках договоров оказания услуг по передаче электроэнергии.
- повышение системной надежности, определение ответственности, формирование единого баланса электрических сетей в регионе.
- появление единого центра координации технической политики и программ развития сетей.
- прозрачность сетевого пространства, в том числе: привязка сетевых организаций по принадлежности конечных потребителей соответствующим гарантирующим поставщикам (ГП) и энергосбытовым компаниям (ЭСК); привязка зон деятельности ТСО к муниципальным образованиям; участие в передаче электрической энергии объемов проданной электроэнергии генерацией в сеть ТСО и т.д.

Основной целью котлового метода формирования тарифов заявлялось обеспечение равенства отпускных тарифов для одинаковых категорий потребителей в границах субъекта Российской Федерации для обеспечения равенства всех потребителей электроэнергии и развития конкуренции на энергорынке.

Что имелось ввиду? Тогда использовался такой пример:
один потребитель (1) категории «прочие» подключен к сетям ОАО-энерго и платит за потребленную электроэнергию одну цену (которая утверждена региональным регулятором), другой потребитель той же категории (2), который подключен через электрические сети какого-нибудь потребителя на том же уровне напряжения, кроме этого платит еще и за передачу электроэнергии по сетям этого потребителя по тарифу, который также установлен региональным регулятором. В результате второй потребитель за ту же самую электроэнергию платит дороже первого.
После введения котлового метода такая ситуация устранялась: конечный тариф уже не зависил от того, к чьим сетям присоединен потребитель. 

Наверное, самый популярный слайд 2007-2008 года. Помню, что тогда видел его в разных вариантах в нескольких докладах. В частности, если доклад делали представители РЭКов, то менялся регион и т.д.

Screenshot_2png

Но, как это часто бывает, особенно в электроэнергетике, эффект введение одного механизма ухудшается, а иногда даёт обратный результат в связи с не решением  проблемы перекрёстного субсидирования.

В октябре 2008 года в Сочи рассматривались следующие механизмы решения проблемы перекрёстного субсидирования. 

Screenshot_1png
Но как сейчас мы знаем, проблема перекрёстного субсидирования тогда не только не была решена, но де-факто, в настоящее время, является основным инструментом государственной политики в области регулирования, как электроэнергетики в целом, так и рынка электроэнергии в частности.

slide-2jpg
Котёл не вари.
Как следствием роста количества различного рода надбавок на оптовом рынке электроэнергии и перекрёстки (в том числе внутриотраслевой, межотраслевой и межтерриториальной), а также доступности технологий по производству электроэнергии, стало снижение привлекательности ЕЭС. Принятие решений по введению ДПМ на модернизацию, а также высокая вероятность принятия окончательных решений по введению оплаты максимальной резервируемой мощности, дифференциации тарифов ФСК, продления поддержки ВИЭ и ТКО по механизму ДПМ (всё этого наполнение тарифного котла) ускоряет эти центробежные процессы.

Увеличение доли брутто-потребления электроэнергии, покрываемого за счёт развития распределённой энергетики, ухода потребителей на энергоснабжение на магистральные электрические сети и повышения энергетической эффективности на фоне высоких темпов роста электропотребления населения, роста цена на электроэнергию (мощность) (темпами выше инфляции) и увеличения физического объёма генерирующего (низкозагруженного и требующего реализации мероприятий по выдаче мощности) и электросетевого оборудования (введение и рост объёмов льготного ТП, строительство сетей с высоким удельными расходами на содержание и высокими потерями ) ведёт к снижению эффективной базы распределения необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций.

Screenshot_4png

Основное влияние на проблему тарифов территориальных сетевых организаций оказывают следующие следствия роста перекрёстного субсидирования:
-   рост удельных затрат на энергоснабжение.
- снижение платежеспособного нетто-потребления.

Возможное решение указанной проблемы следует искать в следующем.

1. Модернизированный СиПР
В условиях развития децентрализации, дерегулирования (спорное утверждение), диджитализации, десоциализации (социальная значимость доступности к электроэнергии снижается) в качестве системного подхода решения проблемы тарифов территориальных сетевых организаций необходимо рассмотреть создание Единого интеграционного системного плана (далее - ЕИСП), который бы учитывал развитие в электроэнергетике России и интеграцию в энергосистему децентрализованной генерации, возможностей применения накопителей энергии, «реагирования спроса» и добровольной экономически окупаемой цифровизации с максимальным эффектом для потребителей.

Указанная мера позволит наряду с закрытием потребности в генерирующих мощностях, снизить потребность в сетевом строительстве, определить брутто-спрос на электроэнергию, зоны стагнирующего брутто-спроса с низкой потребностью в генерирующих и сетевых мощностях и скоординировать меры по недопущению неэффективного расползания нагрузки. В целом это стало бы основанием по исключению неэффективных затрат из НВВ сетевых организаций.

По сути это инструмент регулирования сетевых организаций основанный на общеэкономическом принципе предельной полезности затрат: если затраты, включаемые в НВВ не приносят блага для потребителей их исключают. По мере постепенного насыщения потребностей в электроэнергии субъекта полезность электроэнергии падает. Соответственно полезность последних затрат также снижается. Принцип предельной полезности затрат даёт ответ, как наилучшим образом распределить средства для удовлетворения потребностей в электроэнергии при ограниченности ресурсов.

2. Блокировка роста перекрёстного субсидирования в ценах на электроэнергию (мощность), в том числе путём ограничения новых и сокращения текущих надбавок.
На рынке электроэнергии покупатели электроэнергии имеют различные условия участия. Гарантирующие поставщики вправе регистрировать единые в рамках территории своей деятельности ГТПп в которых формируются равновзвещенные узловые цены (котловые), что позволяет перераспределять между потребителями электроэнергии нагрузочные потери, стоимость электроэнергии, а также снижать расходы на оплату отклонений (сальдирование потребления), оплату небаланса (ГТПп ГП ведёт к росту небаланса) и на создание дорогостоящих АИИС КУЭ.

В отношении потребителей гарантирующих поставщиков группы «население» оплата электроэнергии осуществляется по регулируемым договорам, то есть по более низким ценам, нежели оплачиваются прочими потребителями.

На рынке мощности покупателями мощности оплачивается целая группа всевозможных надбавок, призванных компенсировать текущие непокрываемые в рамках действующей модели рынка расходы производителей (Крсв, ΔДПМ), компенсировать расходы на новое строительство (ДПМ ТЭС, АЭС\ГЭС, ВИЭ, ТКО), компенсировать расходы на модернизацию, компенсировать расходы на строительство объектов генерации на отдельных территориях (Калининград, Крым) и направленные на прямое перекладывание расходов на электроэнергию с одних территорий на другие (тарифные заповедники, субсидирование Дальнего Востока).

3. Due diligence (дью-ди́лидженс) деятельности сетевых организаций в рамках развития проконкурентного тарифного регулирования и квазисудебного процесса рассмотрения тарифных дел.
Таким образом, можно ограничить влияние первопричины ухода потребителей из централизованного энергоснабжения.

4. Распределение расходов на содержание электросетевых объектов пропорционально их затратам.
В рамках тарифного регулирования органы государственного регулирования цен и тарифов субъектов РФ злоупотребляют недоурегулированностью процесса формирования параметров сводного прогнозного баланса в разрезе уровней напряжения и распределения расходов на содержание электросетевого хозяйства по уровням напряжения.

5. Установление тарифов для населения и приравненных категорий с ростом на уровне не ниже определённых прогнозом социально-экономического развития.

6. Снижение расходов на содержание электросетевых объектов за счёт снижения количественного состава электросетевого оборудования в рамках процедур, предусмотренных постановлением Правительства РФ от 26 июля 2007 № 484 «О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации».

7. Осуществление организационно-управленческих процедур направленных на уплотнение центров нагрузок и развитие практики перераспределения мощности между потребителями и в адрес электросетевой организации.
Требующие изменения нормативных правовых актов в сфере тарифного регулирования.

8. Развитие механизма перераспределения мощности на возмездной конкурсной основе.

9. Развитие механизма подхвата электросетевых объектов, необходимых собственникам энергопроизводственных комплексов для повышения доступности их объектов электроэнергетики для потребителей.

10. Изменение модели тарифообразования с котлового на радиально-зонную.
Обеспечит учёт в тарифах расходов, соответствующих сетевой инфраструктуре содержащейся в интересах конкретного потребителя услуг с учётом её востребованности, реального уровня износа и необходимости инвестиций.

11. Проведение пилотного открытого конкурса оператора электросетевого комплекса с последующим снятием запрета на приватизацию электросетевого комплекса с целью привлечение нетарифных инвестиций в электросетевой комплекс.