Рукотворное, но нерыночное чудо

Василий Лебедев
19 декабря 2011, 00:00

Бум инвестиций в новые генерирующие мощности — самое светлое пятно во всей реформе электроэнергетики. Он наступил благодаря созданному рынку мощности и его совсем нерыночному инструменту — договорам о предоставлении мощности

Фото: РИА Новости
Итальянская Enel построила 400-мегаваттный блок в Среднеуральске за 380 млн евро, воспользовавшись механизмом ДПМ

В последнее время о реформировании электроэнергетики говорится много, и не пнул тот или иной аспект реформы только ленивый. Так, вице-премьер Игорь Сечин в конце ноября написал премьеру Владимиру Путину письмо, в котором предложил создать «единого гарантирующего поставщика федерального уровня». Такой поставщик смог бы «подхватывать» функции энергоснабжения в регионах, где гарантирующие поставщики отказались от своего статуса. По сути, Сечин предложил, а премьер уже согласился создать огромную энергосбытовую компанию под управлением государства (неудачливые сбытовики будут передаваться в «дочку» «Интер РАО ЕЭС»). Этот ход сложно оценивать, он заранее не обсуждался в экспертных кругах. Но можно сказать, что это прямое следствие все более усугубляющейся проблемы неплатежей конечных потребителей электроэнергии из-за быстрого роста цен на нее. А после принятия постановления «О совершенствовании отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии» эффективность деятельности сбытов снизится еще больше, многие из них обанкротятся.

Именно на сбытах как на конечном звене электроэнергетической цепочки сказались все недостатки реформы. Можно сказать, проблемы сбытов — квинтэссенция всех темных сторон реформы. Но в реформе есть и светлые пятна, и мы хотели бы рассказать, пожалуй, о самом большом из них — об инвестициях, а точнее, об инвестициях в генерирующие мощности и о поддерживающих их механизмах — рынке мощности и договорах о предоставлении мощности. Однако и в бочке меда, как всегда, не обошлось без ложки дегтя.

Как работает долгосрочный рынок мощности

Одной из важнейших задач реформы РАО «ЕЭС России» было привлечение инвестиций в отрасль, которое вылилось бы в модернизацию генерирующих и сетевых мощностей, недоинвестированных за постсоветское время. Кроме того, как многие знают, прогнозировался завышенный рост потребления электроэнергии в экономике — и под него тоже нужны были новые мощности. Решать эти задачи предполагалось с помощью двух основных механизмов — долгосрочного рынка мощности (ДРМ) и договоров о предоставлении мощности.

Как известно, при продаже электроэнергии производителям необходимо компенсировать как переменные (топливные) затраты электростанций на ее производство, так и условно-постоянные (ремонт оборудования, оплата труда персонала и т. д.), а также инвестиционные. В связи с тем, что, по задумке реформаторов, инвестиционные затраты должны были сильно вырасти, их решили объединить в отдельном тарифе вместе с условно-постоянными и «продавать» отдельно от электроэнергии. В результате появилось два рынка — рынок электроэнергии как таковой и рынок мощности. Цена на электроэнергию должна компенсировать производителю переменные затраты, а инвестиционные и условно-постоянные должны компенсироваться услугами по предоставлению мощности. Разделение исходного тарифа на две составляющие объясняли тем, что у переменных затрат, с одной стороны, и у условно-постоянных и инвестиционных — с другой ценовые сигналы разной срочности. Так, цена на электроэнергию может меняться каждый торговый час, и это, в принципе, отражает действительность, ведь то запускаемые, то отключаемые турбины на станциях потребляют разное удельное количество топлива практически каждый час, от чего зависит цена выпускаемой ими электроэнергии. В то же время условно-постоянные издержки считаются раз в год, а инвестиционные и вовсе закладываются на 4–10 лет. Поэтому кажется логичным отделение одной цены от другой, чтобы не было смешения разных ценовых сигналов — краткосрочного и долгосрочного.

Но в выделении двух разных рынков была загвоздка: раньше мощность отдельно от электроэнергии не продавали, потому что они, по сути, неразделимы. И для решения исходной задачи повышения инвестиционной привлекательности пришлось разделить неразделимое. Теперь есть товар — электроэнергия, и на него есть цена, а есть новый товар, или, вернее, даже услуга — мощность, и на этот товар уже своя цена.

Вот одно из новых определений мощности: «это особый товар, продажа которого для производителя означает готовность к производству электроэнергии и покупка которого для потребителя гарантирует ему возможность приобретения необходимого объема электроэнергии». То есть по сути на рынке мощности торгуется право (которое больше походит на обязанность), а не реальный товар. Но без этого права электроэнергию купить на рынке нельзя: крупные потребители оплачивают мощность напрямую на ДРМ, а мелкие — в составе платежей на электроэнергию, приходящих от энергосбытовых организаций, которые покупают мощность, как и крупные потребители, там же — на ДРМ.

Суть ДРМ заключается в том, чтобы предоставить потребителям и производителям электроэнергии и мощности планировать свою деятельность на годы вперед, чтобы потребители не оказывались без нужной им энергии, а производители не строили мощности, у которых потом не будет потребителей. Для этого был придуман конкурентный отбор мощности (КОМ). Сейчас КОМ действует только на следующий год, но в дальнейшем планируется подавать на него заявки на четыре года вперед (то есть на год, который наступит через четыре полных года после конкурентного отбора). Это и должно способствовать долгосрочному прогнозированию в секторе.

Практически все компании-генераторы, допущенные на оптовый рынок электроэнергии и мощности, раз в год направляют свои заявки системному оператору с указанием цены и объема мощности, который они готовы поставить на рынок в будущем году. Таким образом, появляется большой перечень станций с мощностями и ценами. Строится график в осях «мощность—цена», а затем по прогнозному значению потребления мощности в следующем году отсекаются все заявки, мощность которых не подходит по цене. Поставщики, мощность которых конкурентным образом отобрана, имеют обязательства по обеспечению готовности своих генерирующих объектов к работе и в случае выполнения этих обязательств получают гарантию оплаты мощности в течение года, на который проводился отбор, по цене, определенной по итогам конкурентного отбора.

В вопросе цены, как водится, есть нюанс: по большому счету, она сейчас полностью регулируется государством, которое директивно назначает предельный уровень цены почти по каждой зоне свободного перетока. И итоговая цена на мощность в каждой из зон либо равняется, либо чуть меньше этого предельного уровня. Так что можно сказать, что КОМ пока не очень качественно выполняет свою функцию привнесения конкуренции в отбор мощности, иначе цены на мощность были бы существенно ниже уровня, выставленного государством. А происходит такое по банальной причине: КОМ — это рынок продавца, и поэтому он диктует цену.

Что становится с теми станциями, мощность которых не отбирается по КОМу? Вроде бы, если следовать логике вещей, раз не прошел конкурентный отбор — твоя мощность не должна оплачиваться. И таких станций по итогам КОМа на 2012 год было довольно много — 65 из 391 станции, по которым пришли заявки. Но у этих 65 станций есть лазейка: по решению правительства они все становятся так называемыми вынужденными генераторами. Генерирующая единица признается вынужденным генератором, если мощность, с одной стороны, не прошла конкурентный отбор, а с другой — не может быть выведена из эксплуатации. В этом случае генератор может получать оплату вынужденных режимов одним из двух способов. Либо он продает по тарифам ФСТ как электроэнергию, так и мощность, либо же он продает на бирже (рынок на сутки вперед и балансирующий рынок, где торгуются отклонения электропотребления) только электроэнергию, но при этом не получает плату за мощность. Обычно генераторы выбирают первый вариант, что дает им неплохой заработок. Так что на данный момент их нельзя считать потерпевшими в этой ситуации.

Как работают договоры о предоставлении мощности

Кроме вынужденных генераторов есть еще одна группа станций, значимость которой будет постепенно возрастать, а вместе с ней и цена на мощность — это станции, построенные в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ). Вся новая генерация, построенная по ДПМ, автоматически проходит конкурентный отбор. При этом, однако, цена на их мощность как минимум в пять (!) раз выше предельного уровня цен от государства, это одно из условий подписания таких договоров. И это тоже не добавляет рынку конкуренции.

Договоры о предоставлении мощности есть прямое следствие прихода частных инвесторов в генерацию. Ведь, по сути, им были переданы скомпонованные в ОГК и ТГК электростанции за обещание вложить деньги в строительство новых мощностей. То есть когда инвестор выкупал контрольный пакет в ОГК или ТГК, на ее баланс ложилась уплаченная инвестором сумма за контроль и инвестор обещал использовать эту сумму исключительно на инвестиции. Но реорганизация РАО ЕЭС завершилась за несколько месяцев до кризиса, что, естественно, повлияло на планы инвесторов в части капвложений — у них пропало желание модернизировать российскую генерацию. Обязательства по вводу они уже на тот момент на себя взяли, но хотели от них отказаться. В кризис правительство приложило максимум усилий, чтобы убедить всех инвесторов подписать обновленные стандартные ДПМ, где прописывалось, какая компания какой блок или станцию возводит. За просрочку полагался крупный штраф. В качестве пряника государство привлекло к ДПМ крупных потребителей, разрешило отсрочку ввода на год, разрешило мощностям, построенным по ДПМ, не проходить конкурентный отбор и т. д. В общем, из нагрузки ДПМ превратились во благо: гарантированная окупаемость инвестиций по этим договорам — 6–7 лет, что очень хорошо для столь сложной отрасли в столь непростое время.

И вот энергетики худо-бедно разошлись: в 2011 году в России совокупно уже будет введено до 6 ГВт новых мощностей (см. графики 1 и 2), чего не было с советских времен.

Работоспособность договоров о предоставлении мощности оказалась настолько хороша, что все генераторы теперь только и говорят, что вне ДПМ они строить мощности не хотят. Это ставит вопрос о том, как жить дальше — после того, как состоятся основные вводы по ДПМ в 2015–2017 годах. Сергей Пикин, директор Фонда энергетического развития, считает, что об этом нужно задумываться не в 2015 году, а уже в 2012‑м, чтобы инвесторы могли нормально планировать свою деятельность. А ведь нерыночные и неконкурентные ДПМ задумывались именно как разгоночный механизм инвестиционного процесса, а не как постоянно действующий.

Кому оплачивать банкет

Инвестиционный процесс, как правило, неминуемо приводит к увеличению издержек (поскольку туда включаются расходы на оплату кредитов и проч.), что для электроэнергетики теперь станет постоянным фоном жизни, в том числе из-за этого и растут тарифы.

Из-за роста тарифов взбунтовались потребители, а из-за них правительство стало оказывать все большее влияние на рынок. Теперь хотят опять начать реформировать рынок мощности. Летом НП «Совет рынка» (структура, неформальным образом координирующая деятельность всех участников рынка, в том числе продавцов и покупателей энергии) огласило свои предложения. Предполагается отказ от заложенного еще при РАО «ЕЭС России» раздельного определения цен на электроэнергию и мощность и переход к свободным договорам между генераторами и покупателями энергии. Регулятор предложил отказаться от основного элемента действующей модели ДРМ — определения стоимости мощности на несколько лет вперед. В «Совете рынка» считают, что отборы должны выполнять лишь функцию планирования, на их основе будет определяться количество генерирующего оборудования, необходимого для работы энергосистемы. Основные долгосрочные ценовые ориентиры энергокомпании будут определять самостоятельно, заключая свободные договоры на продажу электроэнергии и мощности с крупными потребителями. Причем в этих договорах впервые не предусмотрено ключевое для действующей модели противопоставление продажи электроэнергии и мощности — оба товара поставляются вместе. Стоимость мощности предлагается определять как разницу между параметрами таких свободных договоров и ценой, сложившейся на оптовом рынке электроэнергии. По сути, предлагается опять начать реформу рынка мощности.

«Нужно не модель рынка менять, а расчетную модель единой энергосистемы совершенствовать и ставить эту задачу перед Системным оператором (ОАО “Системный оператор Единой энергетической системы”, осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление российской электроэнергетикой, по сути это правопреемник упраздненного ЦДУ РАО ЕЭС. — Эксперт”), который сейчас фактически неподконтролен и выведен из-под критики. Необходимо, чтобы генераторы функционировали в экономичных режимах, чтобы снижался сверхнормативный резерв системы», — говорит Сергей Пшеничников, ведущий научный сотрудник кафедры интеллектуальных систем МФТИ. «Сейчас нет связи между надежностью, за это отвечает Системный оператор, и экономичностью, за это отвечают “Совет рынка” и Администратор торговой системы (“дочка” “Совета рынка”, организующая торговлю на оптовом рынке энергии и мощности. — Эксперт”). Сейчас нет единой целевой функции оптимизации, в которой надежность (баланс потребления-производства) сочеталась бы с экономичностью режимов (расходами и приростом расходов топлива) генерации и передачи (потери). В СССР в 70-х годах была научая школа Горнштейна, которая могла такие задачи решать. Задача оптимизации нелинейная и сложная, по фрагментам (как сейчас) простыми средствами эквивалентирования не решается. Но современные расчетные инструменты есть. Собрать достоверную и актуальную информацию обо всех параметрах расчетной модели (паспортных и расходных характеристиках оборудования) на основе современных информационных технологий тоже возможно. Коллеги на Украине эту задачу у себя за два с половиной года решили. А у нас это достойная задача, например, для Сколково», — резюмирует Сергей Пшеничников.

Вторит ему и Игорь Кожуховский, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике: «Модель рынка нужно корректировать. Среди обсуждаемых предложений рассматривается вариант полного отказа от рынка мощности. Считаю более правильным доработку модели этого рынка. В частности, одной из конструктивных идей могло бы стать введение двухсекторного рынка мощностей — для “старых” и “новых” мощностей, — позволяющего обеспечить постепенный переход к полностью рыночному ценообразованию на мощность. Для этого необходимо решить много различных проблем, в частности таких, как создание современной методической базы для определения величины и размещения резервов мощности в энергосистеме, обеспечивающих необходимый уровень надежности; создание механизмов координации реализации инвестиционных программ в генерации и сетях; создание механизмов стимулирования для вывода устаревшего оборудования».

Отраслевые специалисты сходятся во мнении, что перетряхивать рынок так часто не то что нельзя — это преступно. Ведь это же не фондовый рынок, где все решают спекулятивные операции, а электроэнергетика, где более сложная система, где все зиждется на физических законах. Важнейшим вопросом остается возможность снижения сверхнормативных резервов системы, величина которых, по оценке исполнительного вице-президента ТНК-ВР Михаила Слободина, составляет огромную цифру — 14 ГВт, и мы все за них платим. Поэтому логичен вывод: нужно попытаться в рамках расчетных моделей Единой энергосистемы соединить вместе два принципа — надежность и экономичность. Только тогда модернизация и ввод новых мощностей в электроэнергетике не лягут неподъемным грузом на плечи потребителей.