Аналитическая компания Timera Energy опубликовала статью, с анализом возможных результатов 2-го (с момента введения рынка мощности в прошлом году) аукциона мощности в Британии, назначенного на декабрь 2015 года. На этом аукционе будут отобраны объемы мощности со сроком поставки 4 кв. 2019 - 3кв. 2020 гг. Как известно, в Британии в последние годы в условиях технологической трансформации в энеретике, быстрорастущей доли ВИЭ и ужесточения норм по выбросам загрязняющих веществ, наблюдается крайне низкий уровень системного резерва генерации (около 4-6%), что, в свою очередь, приводит к повышенной волатильности и росту цен на рынке электроэнергии из-за низкой конкуренции со стороны эффективных станций с низкой себестоимостью. Для поддержания достаточности генерации с заданным уровнем надежности системный оператор Британии National Grid вынужден задействовать специальные механизмы квазирынка мощности краткосрочного характера - Supplеmentary Balance Reserve - SBR, суть которых состоит в "выкупе" резервной мощности дорогих и неэффективных станций, выведенных с рынка электроэнергии что искажает его нормальную, естественную работу. При этом участники рынка не могут в достаточной степени планировать свою деятельность на несколько лет вперед - срок, достаточный для строительства новых мощностей или же вывода из работы старых. Именно эти обстоятельства и побудили, собственно, создать в Британии настоящий рынок мощности, с ежегодными отборами на 3 года вперед. Первый аукцион в рамках рынка мощности, проведенный в декабре 2014 года, принес достаточно низкий результат - 19,4 фунтов/кВт в год, что соответствовало на тот момент примерно 120 тыс. руб./МВт в мес. При этом ожидаемая цена была на уровне показателя чистой стоимости входа на рынок NET CONE (предполагаемых доходов новой станции с рынка мощности в первый год с учетом разумных сроков окупаемости, очищенных от доходов с других сегментов рынка) и составляла примерно 45 фунтов/кВт в год. Причиной низкой цены явились, в основном, ценовые стратегии участников, побоявшихся подать слишком высокие заявки и не получить никакой оплаты, на фоне более низкого, чем ожидалось, целевого спроса, установленного правительством.
На этот раз аналитики из Timera Energy предрекают очередной парадокс - несмотря на продолжающееся сокращение резервной маржи в энергосистеме - риск установления на аукционе низкой цены не только не уменьшился, но и наборот растет. Речь уже может идти о снижении цены до однозначных цифр, т.е. менее 10 фунтов/ кВт в мес. (около 80 тыс. руб. за МВт мес. по текущему курсу).
И вот как раз здесь, изучая анализ причин этого явления, приведенный в статье Timera Energy, и невольно сравнивая британский аукцион с нашим "новым долгосрочным КОМом с "наклонной кривой спроса", "как в Британии", вдруг понимаешь насколько далеки мы от британцев в понимании того, как вообще устроен рынок в электроэнергетике, да и не только.
У нас, как известно, значительную долю спроса закрывают объемы предложения по комфортным для генерации схемам ДПМ и их аналогам, а также почти 15 ГВт вынужденной генерации. И в том и другом случае мощность оплачивается по совершенно иным, в разы большим ценам и тарифам, никакого отношения к цене КОМа не имеющим, но почему-то эти объемы включаются в общий спрос на КОМ. В Британии спрос, устанавливаемый для аукциона, не включает в себя объемы по новой генерации, имеющей какую-либо внешнюю поддержку вне рынка или по иным механизмам окупаемости, например, контрактам на разницу CfD. Иными словами так или иначе субсидируемые новые проекты не могут участвовать в формировании цены аукциона мощности даже косвенно - посредством "замещения" значительной части платежеспособного спроса. Но при этом оказывается, что в Британии имеется значительная доля генерации, для которой цена на рынке мощности не важна - т.н. "price insensitive". По оценке аналитиков Timera таких примерно 43 ГВт из 44,6 ГВт плюс -минус 1,5 ГВт целевого спроса, установленного Департаментом энергетики и изменения климата (DECC). Отметим, что спрос на 2019-2020 гг снижен по сравнению с 2018-2019 гг, где разыгрывалось 49 ГВт + - 1,5 ГВт. Очевидно, что это снижение как раз и связано с ожидаемым вводом в этот период "нерыночных" субсидируемых проектов, прежде всего по ВИЭ и интерконнекторам, а также с дальнейшим повышением энергоэффективности экономики.
Но вернемся к "нечувствительным к цене" мощности генераторам. Почему им не важна цена на рынке мощности и они подают нулевые заявки? Кто все "эти люди" (станции)? Почему их так много? У нас в КОМе ведь тоже есть такие, которым цена не важна - это существующие АЭС, они не подают ценовые заявки и получают то, что сложится в итоге, но у них в любом случае есть подушка безопасности - специальные надбавки. Не помню, как в этом году ведут себя ГЭС, но это, вообще говоря, непринципиально - в условиях нашей доморощенной "наклонной кривой спроса как в Британии" - с точкой 1 и увеличенной по величине спроса на 12% вправо точкой 2, цены в которых установлены, по сути, административно, и мало отличаются с экономической точки зрения от дореформенных тарифов на мощность, цена закрытия аукциона почти не зависит от ценовых заявок участников - все определяет объем заявленной генерации.
Совершенно не так дело обстоит в Британии. Хотя "нечувствительные к цене" на мощность станции - те же, что и у нас. Это, прежде всего, "старая" с оплаченными капексами достаточно эффективная генерация, начиная с ВИЭ и АЭС и заканчивая ПГУ закрытого цикла, заменяющие наши старые ГЭС. Эти станции с низкими опексами, хорошо зарабатывают достаточно на волатильном, отражающим реальный спрос и предложение британском рынке электроэнергии - они уверенно чувствуют себя и при нулевой цене на мощность. Доплата за мощность для них бонус, за счет которого они могут еще больше повысить свою эффективность. Среди этих станций есть и новые достаточно крупные проекты, такие как строящаяся парогазовая станция Carrington на 810 МВт, которая находится в высокой степени готовности и потому в любом случае, независимо от цены на мощность и окупаемости в этом периоде, будет вводится в строй.
Рис. 1
Из рис.1 видно, что формирующими цену на аукционе Британии, при спросе около 45 ГВт, являются старые парогазовые блоки и в основном угольные станции, для которых, согласно анализу Timera, в этом году наблюдается ухудшение показателей на рынке электрэнергии из-за роста платежей, связанных с выбросами.
Рис. 2
На рис. 2 мы видим, что существующая генерация подает нулевые заявки (и это тоже большая разница с нами, где, на мой взгляд, существует "злоупотребление ценоприниманием" и на рынке электроэнергии и на рынке мощности).
Почему цена может сложиться на таком низком уровне - около 10 фунтов/ кВт в год? Аналитики Timera считают, что если их прогноз по доле нечувстительных к цене станций верен, то для того, чтобы закрыть цену аукциона потребуются всего лишь две-три заявки со стороны угольных или более старых парогазовых блоков и, возможно, небольших новых пиковых мощностей и со стороны предложения и со стороны спроса. Учитывая значительный "навес" со стороны предложения в объеме около 7 ГВт, конкуренция за замыкающую цену аукциона ожидается достаточно высокой, и это будет двигать цену вниз.
Timera подробно анализирует вероятные верхние и границы границы цены и факторы, влияющие на их величину. Особенно интересен подход к описанию ценовых драйверов на нижней границе.
Так многие генераторы рассматривают цену текущего аукциона как некоторую поддержку для того, чтобы "дожить" до 2018 года, когда при прошлогодней и сегодняшней цене, новые проекты не смогут строиться, а значит будет наблюдаться значительный дефицит мощности, что и позволит заявить существенно более высокие заявки.
Крупные компании, имеющие эффективную генерацию, способную обходиться бе платы за мощность, рассматривают цену аукциона, как бонус, и потому заявляют ее отличной от нуля.
Кроме того, подавая нулевые заявки, генераторы со старыми неэффективными станциями лишают себя права их закрыть и не нести убытки, а это тоже имеет свою рыночную ценность.
Таким образом, мы наблюдаем на рынке мощности Британии довольно сложное рыночное взаимодействие властей и участников, в результате которого в итоге, отрасль развивается наиболее оптимальным путем - строится только то, что должно строиться, а если правительство что-то строит вне рынка, то эти объекты не участвуют рыночной игре. В этом и есть суть настоящего рынка. При этом власти в полной мере несут ответственность за свои решения, в том числе и по механизмам развития генерации вне рынка, как например в проекте АЭС Hinkley Point. Именно поэтому по этому поводу ведутся такие жаркие дискуссии.
А что у нас? Новый странный КОМ с наклонным спросом без участия новых проектов с сужающимся каждый год конкурентным спросом в загнанном в административные рамки ценовом коридоре? Текущие результаты заявок на 2016 год показывают, что почти вся генерация пришла на рынок, то есть работает распределительный принцип "всем сестрам по серьгам" по минимальной цене. Какие задачи решает такой рынок
мощности, кроме предоставления тарифных гарантий для генерации по возмещению ими же рассчитанных расходов? При тарифном регулировании, кстати, процесс был гораздо прозрачнее - генераторы должны были обосновывать расходы. А сейчас достаточно лоббистких усилий - неких макропоказателей для оплаты мощности на КОМ - то ли 130 млрд, то ли 200 млрд в год. Мы слышим эти цифры от потребителей и генераторов, а потом правкомиссия, вместо тарифных органов, в течение дня
принимает решение.
В чем заключаются "рыночные" стратегии у наших генераторов сегодня? Подождать пока введут плату за "консервы"? И это мы называем рынком мощности, и время от времени, утверждаем, что именно нашему примеру следуют и другие страны, как та же Британия?
Воистину, общая картина и в отрасли и в экономике в целом всегда складывается из деталей. И наш псевдорынок мощности играет в ней далеко не последнюю роль.