70% против 30%

Энергорынок

Энергорынок

Что мешает запустить рыночные механизмы ценообразования в энергетике и чем вредна морковка для избранных

Каким образом сконфигурирован рынок энергии и мощности, как он должен развиваться, что энергетики могут делать и чего им делать не нужно, — эти вопросы обсуждали на заседании ежегодной «Энергокухни» компании «Фортум» в Челябинске. Поскольку главные пуски новых электростанций, связанные с завершением в стране программы строительства генерации в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ), у большинства энергокомпаний выполнены, можно считать, что рынок в стране в целом сформирован. Тем не менее споры в энергетическом сообществе не затухают. Сохраняется регулирование рынка, поскольку он на 70% включает естественно-монопольные виды деятельности, которые либо принадлежат государству, либо управляются им. И лишь 30% ценообразования опираются на рыночные механизмы.

Там, где рынок

Что не регулируется? Рынок электроэнергии на сутки вперед, выбор состава включенного оборудования, рынок системных услуг, конкурентный отбор мощности (КОМ), балансирующий рынок, ДПМ и ДПМ возобновляемых источников энергии. Регулируются вынужденный режим, надбавка на безопасность АЭС, тарифы ОДУ, нормирование запасов топлива, нормирование потерь в электросетях, тарифы на передачу электроэнергии, ДПМ ГЭС и АЭС.

Эксперты сравнивают, что нам принес рынок и что принесло регулирование. В Европе и в России сейчас наблюдается избыток мощностей, производства электроэнергии. Нормальная реакция — в условиях избытка цена снижается. В Европе за 2014 — 2015 годы стоимость электроэнергии просела на 58%. В России — на 10%. Правильная рыночная реакция собственника в таких условиях — сокращать издержки, отказываться от строительства новых объектов, выводить из эксплуатации неэффективное оборудование. А нерациональная реакция — когда государство устанавливает специальные условия для отдельных компаний. Например, когда потребителям всей страны предлагают платить за строительство генерации на Дальнем Востоке, чтобы тарифы там не были кратно выше, чем в среднем в системе цен.

Понятно, что Дальний Восток развивать нужно. Однако за счет перекладывания возмещающих затрат на потребителей всех ценовых зон быстро построить там ничего нельзя, утверждали на «Энергокухне». В идеале, конечно, инфраструктурные проекты знаковых территорий должны финансироваться за счет бюджета, поскольку их развитие — государственная политика. При этом очевидно, что лишних денег в бюджете нет. В понимании экспертов эту ситуацию можно сгладить. Для этого не надо назначать исполнителем по строительству этих объектов какого-то одного собственника, априори исключая конкуренцию. Вполне вероятно, победители конкурса предложат рыночные решения, которые обойдутся дешевле. Здесь должны включаться рыночные механизмы, без них инвестор опасается работать.

При рыночном ценообразовании, как показывают те самые 30% рынка, происходит колоссальное снижение цен на мощность. Когда объем мощности прибывает, поставщики, стараясь удержаться в рынке, подают заявки все ниже. И постепенно цена балансируется. По России в первой ценовой зоне рынка на сутки вперед (РСВ) с вводом новых мощных дорогостоящих станций цена сначала поднялась в 2011 году до 936 руб./МВт•ч, затем постепенно опускалась и в начале этого года дошла до 742 руб./МВт•ч.

При нормальных условиях основой функционирования рынка служит КОМ. По его результатам определяются объекты генерации, которые в предстоящем году будут осуществлять поставку мощности на оптовый рынок, и цена указанной поставки. На рынке есть две группы участников — генерирующие компании и оптовые покупатели электроэнергии. Кроме того, существует системный оператор рынка электроэнергии, который собирает заявки от всех участников, отбирает самых дешевых генераторов и формирует свой баланс. Так вот, на рынке КОМ цена снизилась со 186 тыс. руб./МВт в месяц в 2011 году до 113 тысяч в этом году (по данным ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС»).

К росту эффективности сетевого бизнеса может привести только одно — передача активов собственнику

Кроме того, на рынке действует такой механизм, как ДПМ, который устанавливает гарантированную и более высокую относительно складывающейся рыночной цены стоимость мощности для генерирующих объектов, перечисленных в списке, утвержденном правительством РФ. В этот список попали новые объекты генерации, построенные в рамках обязательных инвестпрограмм. На сегодняшний день ДПМ остается единственным работающим механизмом возврата и окупаемости инвестиций.

Там, где госрегулирование

А что мы видим там, где доминирует государственное регулирование? В УрФО цены для поставщиков — вынужденных генераторов в этом году государством установлены в разы выше, чем цена КОМ (напомним — 113 тыс. руб./МВт в месяц). Вынужденная генерация возникает, когда объекты генерации, не прошедшие конкурентный отбор мощности на рынке, все же обязывают поставлять энергию. Это происходит, если от этих объектов зависит теплоснабжение потребителей или надежность энергоснабжения. Для вынужденных генераторов устанавливается фиксированная стоимость мощности на рынке.

Вот тройка самых дорогих уральских поставщиков мощности: екатеринбургская ГТ ТЭЦ — 359 тыс. рублей, Курганская ТЭЦ-2 — 618 тыс. рублей, чемпион — Ноябрьская ПГЭ (Тюменская область) — 825 тыс. рублей за МВт в месяц. На 2016 — 2019 годы объем вынужденной генерации в стране составлял 14,7 ГВт — то есть почти 15 ГВт избыточных мощностей, за которые приходится платить повышенную цену всем потребителям. Нужно двигаться к сокращению количества вынужденных генераторов.

Бывает так, что сам генератор хочет вывести неэффективный объект из эксплуатации, так как у него высокие удельные затраты и он не прошел отбор на КОМ. Проводится экспертиза с участием Системного оператора, и если установлено, что объект важен для надежности энергоснабжения, государство, пользуясь своим правом, принуждает генератора продолжать работу на протяжении двух лет, выплачивая определенную компенсацию.

В случае с ТЭЦ может вводиться режим вынужденной генерации по теплу. Основное слово тут за местными властями, которые поддерживают статус «вынужденных», утверждая, что не могут отказаться от того или иного источника. Окончательное решение принимает правительственная комиссия. С присвоением вынужденного статуса проблема отдельного муниципалитета перекладывается на всех участников рынка электроэнергии. В 2014 году потребители в виде дополнительной тарифной нагрузки заплатили 25 млрд рублей за вынужденную генерацию. В 2015 году — уже 46 млрд рублей.

Дорогая «самая дешевая»

В регулируемой государством части рынка отдельно стоит сказать и про специально рассчитанную надбавку за безопасность для атомных электростанций, которую получают все АЭС. Де-юре они не подают заявку на КОМ, им рынок оплачивает цену мощности такую же, как всем генераторам, плюс к этому еще спецнадбавку. За 2015 год она составила 18,7 млрд руб­лей, то есть в среднем по 111 тыс. руб./МВт в месяц (по данным ФАС России). Эта цена сопоставима с ценой КОМ (113 тыс. рублей). То есть атомные станции получают двойную относительно цены КОМ оплату мощности по сравнению с остальными генераторами. Хотя, полагают эксперты, уже сама по себе цена КОМ должна обеспечивать работу станции в безопасном режиме.

Еще более интересна ситуация в структуре оплаты мощности для ДПМ в атомной генерации. При строительстве АЭС и ГЭС тоже заключаются ДПМ, по которым обязательные поставки на рынок оплачиваются не по нормированному капексу (стоимости строительства), а по фактическому. Допустим, для тепловых электростанций с парогазовым энергоблоком мощностью 250 МВт нормированный капекс — 34 тыс. рублей за кВт. Перемножаем цифры и получаем 8,5 млрд рублей, больше рынок не заплатит. Если инвесторы построят блок по 30 тыс. рублей за кВт, им бонус, построят дороже — проиграли.

У атомных станций нормирования капекса нет, хотя строительство их обходится очень дорого. Принимаются все фактические капитальные затраты, которые компенсируются в полном объеме. В понимании приверженцев рыночной конкуренции — это не рыночный подход, тем более что стоимость строительства год от года возрастает, а потребитель за все это платит. Строить атомные АЭС нужно тоже по нормированному капексу.

В атомной энергетике не очень верно смотреть только колоссальный капекс, понятно, что он выше в несколько раз по сравнению с любой другой электростанцией. Смотреть нужно стоимость владения. Но здесь нет реальных механизмов оценки, чтобы рынок увидел — капекс огромный, но стоимость владения низкая. АЭС точно так же должны заявляться на рынок в системе равных для всех рыночных механизмов, а рынок должен понимать, сколько реально стоят строительство атомной генерации, ее надежная и безопасная эксплуатация и производимая там электрическая энергия.

Попали в сети

Еще одна составляющая тарифа значительно утяжеляет конечный потребительский чек — цена передачи электроэнергии. Сети и передача энергии — тоже полностью регулируемый государством бизнес. Тарифы на передачу с 2010 года растут, что в абсолютном выражении, что в относительном, при пересчете к ценам 2016 года. Здесь нужно понимать: во всем мире нормальная доля сетевой составляющей в тарифе на электроэнергию — от 22% до 30%. У нас в стране этот показатель в среднем 35%, а в ряде случаев доходит и до 50%. То есть половину денег потребители должны платить собственно за выработанную электроэнергию и половину — за ее транспортировку от электростанции по сетям.

В европейских странах покрытие электросетевой инфраструктурой в разы больше (речь о сопоставимой длине сетей), но денег на их содержание идет в два раза меньше. К тому же в сетях Европы более низкое напряжение, потому что там все рядом, не нужны гигантские магистрали. Но ведь передача более высокого напряжения обходится дешевле с точки зрения потерь, чем низкого. И тем не менее.

Поэтому, конечно же, развитие рынка услуг передачи электроэнергии по сетям должно идти путем сокращения издержек, повышения эффективности работы электросетевых компаний, а не роста их доли в тарифе. В понимании ряда экспертов отрасли к росту эффективности сетевого бизнеса может привести только одно — передача сетевых активов собственнику (кстати, это закладывалось в 2007 году в планы реформаторов РАО ЕЭС, и даже дата стояла — 2011 год). Потому что государство, как видно за время работы энергорынка с 2010 года, идет путем повышения электросетевых тарифов. Логика его оппонентов: только частный собственник при наличии ограничений сверху — тарифы на электроэнергию больше не могут расти такими темпами, как раньше, — найдет ресурсы получить прибыль, сокращая издержки.

Выводить нельзя оставить

Что предлагается сделать для развития рынка и снижения госрегулирования? Первый блок предложений экспертов касается вынужденной генерации. Сейчас у нас 20 ГВт вынужденного режима. Видение экспертов: это зло, за которое платят все потребители. Нужно обеспечить прозрачность процедуры отнесения энергоисточника к вынужденному режиму, равные условия для всех участников и рыночный механизм выбора и реализации замещающих мероприятий.

Условно: неэффективную станцию в вынужденном режиме сетевая компания готова заместить, построив сети за 10 млрд рублей. Объявляется конкурс на понижение. Найдется генератор, который скажет: не надо сеть строить, лучше я за 5 млрд рублей построю новую эффективную электростанцию, которая будет работать в рынке на тех же параметрах, как и все. Самое главное — государство не тратит на это денег, рыночный механизм позволяет прийти инвестору.

Энергопотребление в России практически не растет, за полгода увеличилось всего на 0,1%. Выработка за этот же период увеличилась на 0,2%. Сложившийся профицит производственных мощностей в энергосистеме указывает генкомпаниям на необходимость вывода части оборудования. Вводы новых генерирующих мощностей снижаются, носят инерционный характер — большая часть по ДПМ уже построена. До конца года, по данным Минэнерго РФ, будет запущено еще 750 МВт новой генерации.

На рынке начинается процесс выводов из эксплуатации генерирующего оборудования. На его стимулирование нацелена новая модель конкурентного отбора мощности, принятая год назад: в нее заложили зависимость цены от объема предложения. К тому же усложнено получение статуса вынужденного генератора, в таких условиях компаниям выгоднее закрыть нерентабельное производство.

Генкомпании сформировали планы: в среднем по стране к 2019 году выводится более 7,5 ГВт располагаемой мощности или более 9 ГВт установленной мощности. На Урале «Т Плюс» закрывает старые мощности после ввода на этих площадках новых и эффективных энергоблоков. Наибольшие объемы демонтажа старого оборудования приходятся на Нижнетуринскую ГРЭС: там в декабре 2015 года достроен новый блок ПГУ мощностью 472 МВт. «Интер РАО» уже вывела из эксплуатации 1107 МВт на Верхнетагильской, Черепетской и Южноуральской ГРЭС. С 1 января 2017 года планируется к выводу 1195 МВт: Верхнетагильская ГРЭС — 330 МВт, Черепетская ГРЭС — 865 МВт. С 2019 года минусом пойдет 600 МВт на Каширской ГРЭС. Таким образом, в период 2015 — 2019 годов будет выведено 2902 МВт. В целом, по данным Системного оператора ЕЭС, в первом полугодии отключены от энергосистемы 1,4 ГВт генерирующих мощностей. Таким образом, впервые за последние годы объем выводов впервые превысил количество вводов. Прекращая работу неэффективных энергоблоков, компании повышают рентабельность производства в целом, больше грузятся современные генерирующие мощности.

Второй блок предложений экспертов направлен на устранение привилегий атомной генерации. Цена ДПМ АЭС должна устанавливаться исходя из нормативных, а не фактических затрат. Следует исключить надбавку на безопасность. Участвовать в РСВ и КОМ атомная генерация должна на общих с другими генераторами условиях (ценовые заявки).

Третий блок предложений: исключить надбавки к цене КОМ для генерирующих объектов территорий с особым статусом — Дальнего Востока, Крыма, Севастополя и Калининграда.

Морковку не давать

Теперь о том, что не нужно делать. Примерно год назад в энергетическом сообществе появилась идея: тем генераторам, которые «выдохлись» и способны конкурировать на ОРЭМ, платить за то, чтобы они провели замещающие мероприятия, так называемые «отсоединения от сети». Выглядит это примерно так. Генератор, который должен вывестись, получает на какое-то время статус вынужденного. Ему посчитают тариф. И к этому еще прибавят какую-то сумму, чтобы он ее получил с рынка, отдал бы сетевой компании за услуги. Это демотивирующее предложение. Как только ему дадут дополнительную «морковку», он будет ждать, когда ему еще и еще заплатят денег, теряя любой стимул к самоорганизации.

Обсуждается энергетиками и еще одно вредное предложение — оплачивать консервацию старых мощностей. Сегодня компании демонтируют мощности без возможности восстановления: держать оборудование в резерве дороже. Они ждут от правительства принятия правил долгосрочной консервации, которые бы позволили сделать эту процедуру экономически более привлекательной, чем полный и окончательный вывод. Проект постановления разработан. Главная сложность — решить, сколько платить за законсервированную мощность. Минэкономразвития предлагает 35% от цены КОМ, но сами генераторы считают, естественно, что этого слишком мало.
 
Консервировать старое оборудование в расчете на то, что когда-то возникнет дефицит мощностей, и мы включим старую генерацию — это утопия, говорят генераторы-рыночники. Пока в правительстве рассматривается прогноз: 0,5% или 0,9% прироста потребления в год. То есть надобность в лишних 20 ГВт не возникнет еще долго. А к тому времени, когда она, может, возникнет, поменяются технологии или еще что-нибудь. И разворачивать старые законсервированные станции не будет никакого смысла. Это все равно что законсервировать старую «Волгу» и попытаться сесть за руль этого автомобиля в то время, когда мир будет ездить на «Тесле». И все это время мы будем платить за содержание «волг» в консервации!

При текущем состоянии рынка, когда и так уже много устаревшего оборудования, станции, которым более пятидесяти лет, нужно обновлять. Но при государственном регулировании 70% рынка вряд ли можно говорить об интересе частного инвестора.                  

Комментарии

Материалы по теме

Фортум модернизировал Челябинскую ТЭЦ-1 за 20 млрд рублей

Fortum завершил испытания третьего энергоблока на Няганской ГРЭС. Он будет введен в коммерческую эксплуатацию 1 января 2015-го

Завершен конкурентный отбор поставщиков мощности на 2015 год

Fortum продает Тобольскую ТЭЦ «Сибуру»

Сдавайся, мистер Хаос

Сбыт не приходит один

 

comments powered by Disqus