В наших прошлых материалах этой серии, посвященной возможным вариантам рыночного развития электроэнергетики Казахстана, мы рассказывали о том, как, на наш взгляд, в общих чертах мог бы быть устроен дизайн энергорынка в оптовой части, и, в частности, подробно остановились на вопросах рыночной интеграции ТЭЦ. Но остается еще одна очень важный проблема в оптовом сегменте – вопрос интеграции ВИЭ при переходе к конкурентной модели. В текущих реалиях казахстанской модели Единого закупщика в краткосрочных операциях этот вопрос решается довольно просто – Расчетно-финансовый центр в структуре Минэнерго РК (РФЦ), он же и ЕЗ, который изначально и был создан в качестве специального расчетного органа для централизованной покупки электроэнергии ВИЭ и ее последующего распределения на всех субъектов рынка в виде так называемых публичных договоров покупки электроэнергии (Power purchase agreement – PPA), в основном сохранил тот же паттерн действий. Электроэнергия ВИЭ, отобранных на централизованных аукционах (а в дальнейшем и по правительственным соглашениям с глобальными компаниями - ВИЭ инвесторами, обещающими запустить гигаваттные проекты в стране) приоритетно закупается РФЦ (при этом ВИЭ приоритетно загружаются в графике предложения Системного оператора)и затем ее стоимость транслируется на потребителей через усредняемые в целом по стране почасовые цены, формируемые как усреднённые тарифы генерации, покрывающие спрос в данный час. Таким образом, по сути, ВИЭ окупаются на рынке через индивидуальные feed-in тарифы, установленные в ходе аукционов, по которым произведенная ими электроэнергия выкупается всеми потребителями страны «вне очереди». Потребители промышленных групп – так называемые квалифицированные условные потребители, покупают электроэнергию ВИЭ как добавку к потреблению от собственной или аффилированной генерации. Интересно, что этот механизм централизованной покупки электроэнергии по индивидуальным тарифам ВИЭ генерации с последующим усредненным распределением на потребителей, в значительной степени, похоже, и стал теми лекалами, по которым был скроен и собственно механизм ЕЗ по-казахстански в целом. Как бы то ни было, эта система поддержки ВИЭ, называемая в Казахстане долгосрочными PPA, созданная местными специалистами, до последнего времени являлась вполне эффективным способом возврата инвестиций в ВИЭ проекты за счет централизованного распределения затрат на всех пропорционально объему их потребления электроэнергии.
На последних отборах цены ВИЭ на аукционах для внутренних инвесторов значительно снизились и составляют 10,5-12,5 тенге /кВтч для ветра, 13.89–17,38 т/кВтч для солнечных проектов, 34-41 тенге/кВтч для малых ГЭС. Гигаваттные госпроекты с глобальными международными инвесторами (Total, Mazdar, ACWA Power и др.), очевидно будут дороже, да еще в твердой валюте (точной информации нет, как и равных с внутренними проектами условий, что плохо и совершенно заслуженно подвергается критике со стороны ассоциации ВИЭ инвесторов Qazaq Green) но в этих проектах есть накопители для балансирования нестабильных ВИЭ. Вообще, накопители – это общее требование Системного оператора KEGOC в Казахстане ко всем будущим проектам, и главный барьер на пути к дальнейшему росту доли ВИЭ в структуре генерации страны в соответствие с индикаторами принятой Стратегии достижения углеродной нейтральности к 2060 году. СО прямо заявляет, что в энергосистеме отсутствуют собственные регулировочные ресурсы для балансирования, осуществляемое сегодня преимущественно за счет импорта, прежде всего российского. Часто можно слышать о том, что это очень дорогая электроэнергия, и поэтому, в том числе, и растут общие цены. На самом деле цены из России превышают среднюю цену ЕЗ примерно в 1,8–2 раза, что нельзя назвать очень дорого, потому что цены балансирования в энергосистемах с недостаточной маневренной мощностью могут превышать цены РСВ в несколько раз, при том, что на конкурентных рынках РСВ – это не усредненная, а маржинальная цена. Другой вопрос, что импорт закрывает в Казахстане не только небалансы, связанные с неточным планированием, но и регулярные дефициты в пиковые часы. Однако рост доли ВИЭ, ограничения транзита с Севера на Юг, изолированность Западной зоны с относительным наличием маневренных газовых мощностей, недостаточная координация с соседями действительно делают жизнь СО нелегкой, и в этом свете его требования об обязательной колокации новых проектов ВИЭ с системами хранения энергии, выглядят вполне резонными. Это означает, что в текущей модели дальнейшее развитие ВИЭ попадает в вилку ограничений – либо должна расти, и существенно, стоимость проектов, в которую будут включены и расходы на СНЭ, либо сокращаться объем квот на аукционах, что противоречит целям Стратегии углеродной нейтральности. В качестве решения говорят об опережающем развитии ГЭС и ГАЭС, предполагающего переформат конкурсов для больших ГЭС и учет фактических затрат в тарифах окупаемости проектов, и это, наверное, может помочь, но в отдаленной перспективе и со значительными издержками, о которых почему-то никто особенно не задумывается. Как и о том, что рынок СНЭ, который предлагается как-то абстрактно развивать, наряду с механизмами Demand response и вообще всем тем, что на слуху в мировой электроэнергетике, ссылаясь при этом на международный опыт – это все неотъемлемые части большего – настоящего конкурентного рынка, развивать который в Казахстане пока не очень торопятся, опять же ссылаясь, но уже на «сложившиеся реалии казахстанской энергетики».
Между тем реалии состоят в том, что маневренные (да и все остальные) мощности могут развиваться тогда, когда для этого есть необходимые стимулы и ценовые сигналы, создаваемые здоровым, эффективным, добротно сконструированным, прозрачным в своем функционировании и устойчивым к внешним воздействиям рынком. И если для окупаемости тех же СНЭ в текущих реалиях нужна цена резервирования ВИЭ на 2-4 часа в 60–90 тенге/кВтч, а из России импорт стоит 30, и на несколько суток, то вариантов для развития СНЭ в этом качестве немного. Но у СНЭ есть и другие функции, например поддержание частоты в системе в режиме БР, и там они могут быть востребованы даже при этих ценах, но опять же, для их полноценного раскрытия нужен не менее полноценный рынок со всеми его нюансами и атрибутами. Рынок, которого нет, и который пока не воспринимается в качестве мейнстрима энергосообществом страны, хотя в той же Стратегии углеродной нейтральности прямо сказано о том, что путь к ее достижению должен основываться на рыночных механизмах.
В этом контексте важным вопросом является интеграция ВИЭ в будущий настоящий рынок, альтернатив которому в электроэнергетике Казахстана нет, хотят ли этого или нет сегодняшние представители отрасли, и как раз, в том числе и потому, что именно конкурентная модель и является выходом из тупика, в который все больше оказываются перспективы развития ВИЭ в стране. Именно интеграция в конкурентный рынок, превращение ВИЭ из навязываемой потребителям и энергосистеме обузы и обременения в подлинно востребованную эффективную генерацию вместе с дополняющими ее маневренными мощностями, как раз и обеспечит достижение целей, поставленных в Стратегии углеродной нейтральности, причем тем самым – оптимальным образом – посредством рыночных механизмов. Это непростая задача, ее решают сегодня множество стран в процессе Энергоперехода, в том числе стран с вполне устоявшимся конкурентным рынком в электроэнергетике. ВИЭ имеют особенности, они существенно отличаются от традиционных источников энергии своими базовыми свойствами – прежде всего тем, что их краткосрочные затраты, на конкуренции которых и основаны современные энергорынки, стремятся к нулю. И это создает существенные модельные проблемы, особенно при значимом росте доли ВИЭ. Предстоит решать эту задачу и Казахстану.
В основе бесшовного процесса интеграции ВИЭ в рынок лежит постулат о том, что ВИЭ должны быть равноправными участниками всех сегментов краткосрочного рынка, начиная с РСВ, далее на ВДРи БР. Это требует от операторов ВИЭ существенно более высокой подготовки в части планирования, прогнозирования метеоусловий и применения нетривиальных трейдинговых стратегий. В правильно отстроенной модели рынка ВИЭ, в частности ветрогенераторы, будут вполне конкурентоспособны по отношению к другим ресурсам, хотя и точнее диспетчируемым, удобным в применении с точки зрения СО. Опыт работы таких энергосистем в мире, например в Дании, показывает, что в любом случае, выработка ветростанций в основном оказывается в итоге на балансирующем рынке, на котором инвесторы в ВИЭ имеют возможности зарабатывать существенные дополнительные доходы в том случае, если они же инвестируют и в маневренные ресурсы. То есть ВИЭ, хотя и дешевле в выработке, а значит с изначальными инфрамаржинальными доходами, создают на рынке дополнительную волатильность и неопределенность, но эти же обстоятельства и оборачиваются новыми возможностями для инвесторов в ВИЭ при правильных подходах и стратегиях. Неслучайно, многие их них диверсифицируют свои портфели как раз вложениями в гибкость на таких рынках, превращая ВИЭ в своего рода инструмент роста доходов маневренных ресурсов, и в конечном счете зарабатывая «в два конца» – и на преимуществах ВИЭ (особенно при интернализации цены СО2), и на высоких ценах балансирующего рынка.
В меньшей степени этот подход применим к солнечным электростанциям – там выработка более предсказуема и лучше подходит для договоров PPA, структурированных как контракты на разницу (CfD) различных типов. Не вдаваясь в детали, отметим, что и в солнце, и в ветре PPA будут вполне востребованы, но не публично-принудительные как сегодня, воспринимаемые как некий налог, а добровольно-частные, физические и синтетические, заключаемые с целью снижения углеродного следа и долгосрочного хеджирования биржевых цен на электроэнергию. При эксплицитном рынке мощности, такие договоры должны будут учитывать и параметры мощности ВИЭ, что является отдельной непростой, но решаемой задачей, благо опыт в мире в этой области уже имеется.
Рынок мощности будет играть и очень важную роль в части интеграции существующих долгосрочных публичных PPA с учетом их длительности в 15–20 лет. В Казахстане уже сегодня объем имеющихся ВИЭ составляет около 10% от общей установленной мощности в стране, и в отдельные часы, при средней нагрузке в энергосистеме в 9–10 ГВт доля ВИЭ в балансе может приближаться к 10-15%. Поэтому при переходе на маржинальный конкурентный краткосрочный рынок продолжение приоритетной загрузки и оплаты ВИЭ по индивидуальным тарифам, как это делается сегодня, приведет к серьезным искажениям как в ценообразовании, так в рыночном поведении субъектов. Тем более это касается будущих гигаваттных проектов, заключаемых по принципу take or pay, поскольку, по сути, они будут оплачиваться независимо от реального графика загрузки генерации, оптимизация которого является одним из главных приоритетов краткосрочного конкурентного рынка. И рынок мощности в этих условиях должен будет стать своего рода мостиком между «старыми», дорыночными проектами ВИЭ и новыми, максимально погруженными в конкурентную среду. Тарифы старых проектов и оплату по ним придется переводить на рынок мощности, в качестве надбавок, исходя из усредненных ретроспективных данных по КИУМ тех или иных ресурсов. Такая конструкция в некоторой степени напоминает механизм договоров предоставления мощности – ДПМ ВИЭ, используемый в России, который часто критиковался и критикуется как раз в связи с тем, что величина мощности ВИЭ в экономическом смысле очень далека от установленной. Но в условиях Казахстана, при интеграции действующих долгосрочных проектов ВИЭ в новые рыночные условия, этот механизм возврата инвестиций будет вполне пригоден, особенно в контексте возможного выбора для инвесторов – перевести платежи на конкурентный рынок мощности в качестве консервативного варианта, распределяя их на потребителей мощности в часы трансляции ее стоимости (что создает дополнительные рыночные сигналы на стороне спроса и развивает распределенные ресурсы, о чем мы еще поговорим), либо предложить им прервать «дорыночные» контракты и перейти на конкурентные сегменты в качестве полноценного участника с некоторыми привилегиями.
В последнем случае речь о том, что те проекты и инвесторы, которые почувствуют, что могут работать в конкурентном поле краткосрочных операций, уверенно прогнозировать выработку, развивать гибкие ресурсы, увеличивающие совокупные доходы, будут зарабатывать с большой вероятностью больше, чем если они останутся в договорах в низкорисковых стабильных платежах с рынка мощности по расчетным КИУМ. При этом в конкурентных условиях они получат дополнительный денежный поток и с рынка мощности, но уже в объемах так называемой «твердой мощности», рассчитанной тем или иным способом, и как раз, возможно, с некоторым бонусом по отношению к новым ресурсам. Таким проектам, так же как и новым, будет предоставлена возможность заключать долгосрочные PPA в том или ином формате, что также придаст дополнительную уверенность при принятии решения об уходе с дорыночных договоров.
И уверены, такой подход не только не остановит тренд на развитие ВИЭ в Казахстане, о чем иногда высказываются некоторые вполне убежденные сторонники Энергоперехода, подвергая сомнению необходимость рыночного сценария развития электроэнергетики Казахстана, предлагающие взамен некую детерминистскую модель достижения целей Стратегии углеродной нейтральности, построенную на математической расчетной модели заданного микса генерации в перспективных энергобалансах, но и обеспечит реальную оптимизацию этого многогранного и сложного процесса. Этот подход отвечает на главный вопрос в Энергопереходе – как сделать его наиболее эффективным и гармоничным для экономики страны. Потому что ответ на вопрос какой должна стать энергетика в 2035 или 2050 и 2060 годах с точки зрения ее углеродного следа понятен, но гадать при этом, какой именно энергобаланс по своему составу источников это обеспечит, конечно можно, но во многом, на наш взгляд, бессмысленно, особенно на горизонтах за 2035 годом. Практически весь мировой опыт прогнозирования такого рода начиная от уровня компаний и отдельных стран и заканчивая прогнозами МЭА показывает, что эти документы в итоге оказываются не более чем общими представлениями о будущем, тем, что называется visions и outlooks. И главным здесь все же является создание устойчивой модели перехода к новому качеству и структуре отрасли. Модели – основанной на конкурентных экономических отношениях субъектов рынка, поскольку именно конкуренция и является двигателем прогресса, как бы банально это ни звучало.
Но конкуренция в электроэнергетике нужна и важна не только между поставщиками, но и между потребителями и поставщиками, в том числе и там, где потребители, опираясь на технологический прогресс, все активнее влияют на цену, становясь более эластичными к предложению – на розничном сегменте энергорынка. И это тоже важный сегмент, который должен быть корректно спроектирован, особенно в условиях постсоветских стран, претерпевающих сложные экономические реформы на протяжении длительного периода, и где цена на электроэнергию для населения и массовых потребителей поддерживалась непропорционально низкой в целях смягчения социальной напряженности. Об этом мы и поговорим в следующий раз в этой серии.
Comments