Так называемые либерализованные электроэнергетические рынки в мире, включая Россию, которая в последние 10 лет вошла в это сообщество, проведя одну из самых медийных реформ в своей посткоммунистической истории, завершают
еще один год работы. В разных странах и на разных континентах в рыночной жизни в этот год происходили разные события, большие и маленькие, важные и не очень. В России уходящий год ознаменовался долгой, порой нудной дискуссией о модели рынка мощности, результатом которой стали достаточно заметные изменения в модели - рынок мощности стал долгосрочным, аукционы проводятся по ценовым зонам, а не в зонах свободного перетока мощности, цены определяются правительством в коридоре наклонной прямой в зависимости от спроса - максимальная цена установлена для минимального расчетного уровня спроса (включая резерв), минимальная - для максимального резерва, который определяется неким коэффициентом 1,12 от расчетного спроса, якобы ограничивающим проявление рыночной силы, а на самом деле включающим в спрос всю имеющуюся в наличии работоспособную генерацию.
По сути, цены на мощность на российском аукционе мощности - КОМе - это тарифы для компенсации условно-постоянных расходов генерации, меняющиеся в зависимости от ее наличия на рынке и уровня оплачиваемого резерва. Они никак не связаны со стоимостью входа на рынок новой генерации, а объемы спроса (достаточности генерации), при которых они рассчитаны не соотносятся с общепризнанными в мире прозрачными и понятными участникам рынка величинами уровня надежности типа LOLE и др. Цена мощности в России - это, по существу, тарифный результат компромиссного переговорного процесса между правительством и генерацией с потребителями о том, сколько может заплатить экономика в адрес существующих электростанций для того, чтобы они могли компенсировать свои эксплуатационные расходы за минусом стоимости топлива, оплачиваемого с доходов от продажи самой электроэнергии (в основном на РСВ-БР).
Новые станции, необходимые для обеспечения
достаточности генерации с заданным уровнем надежности на долгосрочный период, отбираемые в жесткой конкуренции с существующей генерацией (а именно в этом и состоит основная функция рынка мощности в рыночных моделях), сооружаются у нас по совершенно другим критериям и экономическим механизмам типа ДПМ и их аналогам. Они разведены со "старыми" станциями во времени и пространстве и не конкурируют друг с другом. При этом сами механизмы отбора новых проектов становятся все менее рыночными и все более административными - недавнее постановление о строительстве новых станций для предотвращения дефицитов в энергосистеме, по которому, очвидно, будут строиться станции в Калининграде и Крыму, и далее везде - тому яркий пример. Вынужденная генерация, назваемая в мире must run, у нас решает не собственные задачи, как в Америке, где собственники на свой страх и риск загружают свои станции для увеличения объемов выработки связанных с технологическими процессами либо на станциях, либо у их потребителей, но при этом первые отвечают за возникающие системе небалансы. Не обеспечивает она и надежность энергосистемы в связи с резкой трансформацией
генерационного микса из-за ускоренного ввода ВИЭ, как это происходит в Европе. У нас вынужденные - это особая каста, этакая "номенклатура", в которую все так или иначе стремятся попасть, поскольку там совсем другие цены и бенефиты по приоритетам в загрузке. В общей выручке генерации механизмы типа ДПМ и вынужденные, занимая менее трети объема спроса на мощность (40 с небольшим ГВт из 200), дают львиную долю доходов. Конкурентный отбор (если его можно называть таковым при назначенных правительством ценах) КОМ дает лишь около 15% в общей выручке, при том, что доля мощности в конечной цене на электроэнергию (без передачи) составляет уже около 45% и продолжает расти с вводом новых мощностей по ДПМ.
Результаты аукциона КОМ на 2016 год, по крайней мере по 1-ой ценовой зоне показывают, что система отбора "лучших" и выталкивания с рынка "худших", на которую рассчитывали ее авторы, не работает - на аукцион пришла почти вся генерация и соответственно цена сложилась на уровне близком к минимуму. Во 2-ой ЦЗ результаты для генерации получше - но там есть своя специфика, и тоже, по мнению экспертов, далекая от подлинного рынка. Полный анализ результатов КОМ имеет смысл сделать по окончании декабрьских торгов на последующие три года: 2017,18-й и 19-й. Но не думаю, что там будут сюрпризы, и генерация заявит существенно меньшие объемы. Мы обязательно проведем такой анализ, сравнив итоги наших КОМ с результатами второго аукциона в Британии.
А пока давайте посмотрим, что происходит по этому поводу в крупнейших странах Европы. 9 декабря ABB провела очередное мероприятие в рамках Мonth оf insight, на котором представила презентацию по проблемам крупнейших рынков Европы - Великобритании, Италии, Германии и Франции с фокусом на две последних страны.
Первое что бросается в глаза в тенденциях развития европейских рынков - четкие цели, связанные с переходом к безуглеродной энергетике. Способы реформирования рынков, эволюция их деятельности во многом предопреляются именно этими целями. Компромисс заключается в том, что в Европе существует консенсус относительно вносимых в экономическую составляющую рынков искажений, повышенных издержек и инвестиций для обеспечения снижения выбросов и сохранения окружающей среды. То, что для нас часто является некими абстрактными ценностями и целями и, в конечном смысле, не более чем модными трендами - для них незыблемые устои и долгосрочные ориентиры развития.
Наличие таких целей позволяет с одной стороны проводить осмысленную политику в области ВИЭ, а с другой - стимулирует развитие новых технологий и способов организации рынка. Система торговли выбросами (emission trading system) ETS играет важную роль в ценообразовании и формировании рыночной политики в крупнейших европейских странах.
При этом ситуация в Британии, Германии и Франции с точки зрения традиционной генерации абсолютно разная. Spark spreads, характеризующие эффективность генерации (маржа между стоимостью топлива и стоимостью электроэнергии с учетом кпд) для разных стран, хотя и похожих по размерам экономики, находятся в разных зонах. Во Франции и в Германии газовая генерация показывает отрицательную маржу, в то время как угольная (Dark Spark Spreads) - положительна, а в Британии мы наблюдаем обратную картину. Объяснение - в комплексе причин. Но во всех трех странах традиционная углеродная генерация стагнирует - ее прибыли на одноставочных рынках элетроэнергии точно не могут обеспечить строительство новых традиционных мощностей, когда таковые понадобятся рынку.
В то же время мы наблюдаем бурный рост нетрадиционной энергетики - в первую очередь ветряной и солнечной.
И это происходит на фоне стагнации спроса и даже его снижения практически во всех странах Европы.
В совокупности, в рыночных реалиях это в итоге приводит к вытеснению с рынка неэкологичных, неэффективных и устаревших мощностей.
А всё это вместе заставляет совершенствовать существующие модели рынков, делать их еще более рыночными и устойчивыми к внешним шокам.
В Британии, как известно, в 2014 году ввели рынок мощности - этой теме мы уделяли немало внимания и скоро уделим еще больше - расскажем об итогах второго аукциона мощности в сравнении с нашими. Кроме того, в Британии для обеспечения долгосрочных стратегических инвестиций в базовую генерацию применяются контракты на разницу CfD, что позволяет участникам рынка хеджировать риски на годы вперед. Правда параметры CfD, как, например, в скандальном проекте атомной станции Hinkley Point, иногда не совсем удовлетворяют публику, или совсем не удовлетворят, но, в целом, этот механизм работает.
В Германии пошли по другому пути - создают рынок резервов, работающий в дополнение к волатильному, не зарегулированному одноставочному рынку электроэнергии, на котором доля ВИЭ в установленной мощности уже составляет около 45%.
При этом резервы в генерации Германии имеют две основных составляющих - резервы мощности и климатические резервы.
Первые представляют из себя пиковые 5% резервы всех типов генерации (в первые два аукциона установлены конкретные значения в 1,7 ГВт на 2019-20 гг. и в 3,1 ГВт на 2020-21 гг.), способных обеспечить резервную мощность, и отбираются на специальных аукционах на два года вперед. Стоимость таких резервов оценивается в 100 - 200 млн. евро в год и оплачиваются они не всеми участниками, а теми, кто не сумел обеспечить баланс в своей балансовой зоне.
Вторые - климатические резервы обеспечивают резервирование нестабильных ВИЭ, необходимых для достижения целей 2020 года по снижению выбросов СО2 на 40%. Для резервирования ВИЭ отбираются старые станции, работающие на буром угле общей мощностью 2,7 ГВт, сроком на 7 лет по 230 млн. евро в год. Оплачиваться они будут путем надбавки в сетевом тарифе в размере 0,05 евроцентов/кВтч (около 4 коп/кВтч по текущему курсу) - пренебрежимо малой величины.
Кроме этого, в Германии по мере необходимости
формируется и т.н. сетевой резерв объемом до 2 ГВт, который можно отнести к системному резерву или вынужденным "по электрике" в российской терминологии. Этот резерв предназначен для целей стабилизации и обеспечения надежности энергосистемы в процессе полного вывода из работы атомных станций к 2023 году при более медленном, чем ожидалось, развитии сети, особенно в южной части страны. Отбирается резерв из числа старых станций и стоит около 80 млн. евро в год, но системный оператор может отобрать и новые газовые станции в отдельных регионах - в частности в южной Германии. Предусматривается вывод 15 блоков устаревших станций ежегодно и перевод их в системный сетевой резерв. Варианты оплаты, основанные на покрытии только чистых затрат станций, разрабатываются.
В 2016 году в Германии ожидается принятие новой редакции закона о развитии ВИЭ - Green Energy Act - в соответствии с которой будет контролироваться дальнейшее проникновение ВИЭ в электроэнергетику страны с целью синхронизации этого процесса с развитием сетей, для обеспечения устойчивости энергосистемы и контролируемого замещения традиционной генерации, а также координации с соседними странами в этой области, учитывая всевозрастающую степень взаимной интеграции рынков электроэнергии. В настоящее время доля выработки ВИЭ в балансе Германии составляет 33%, а к 2020 году ожидается - 45%. Это очень значительный объем, и именно поэтому стабильности выдачи мощности и, соответственно резервированию в системе уделяется столь большое внимание. При этом абсолютная величина резервирования падает, что в итоге делает энергетику более дешевой для экономики. Но анализ показывает, что к 2023 году понадобятся новые замещающие традиционные мощности, а значит и механизмы, стимулирующие их строительство, которые еще предстоит разработать. Наверное, это могут быть те же самые CfD или Reliability Options. (Опционы надежности - при которых станции получают премию в обмен на готовность к выдаче мощности на одноставочном рынке электроэнергии. При этом существует strike price, при превышении которой участники опционов возвращают деньги на рынок). По этому поводу идут дискуссии, но общий консенсус состоит в том, что Германия вряд ли будет вводить полноценный рынок мощности, как в Британии или во Франции.
Во Франции - совершенно другие проблемы. Здесь в балансе установленной мощности, а тем более в балансе потребления, преобладают атомные станции с высоким КИУМ - 49% и 75% соответственно.
Задача - снизить долю атомной энергетики в балансе потребления до 50% к 2025 году с одновременным увеличением газовой (17%) и возобновляемой генерации (16%) при одновременном снижении потребления на 20%. Франция понимает, что это приведет к росту замыкающих цен на рынке, однако сознательно движется в этом направлении - чрезмерная зависимость от атомной генерации считается минусом, в т.ч. с учетом их низкой маневренности при значительной термозависимой нагрузке, (во Франции широко используется электроотопление домохозяйств). Для обеспечения достаточности маневренной генерации с заданном уровнем надежности с 2016-17 гг. вводится "распределенный", децентрализованный рынок мощности, основанный на выпуске и обращении среди участников, в том числе вторичном, сертификатов (облигаций) мощности, которые отражают обязательства генерации предоставить определенные объемы мощности, и обязательства потребителей и розничных поставщиков их купить. Механизм довольно сложен в реализации, но в то же время он похож на хорошо опробованный механизм обращения сертификатов выбросов ETS. Насколько он будет эффективен, пока сказать трудно. Но то, что этот механизм является очень рыночным по своей природе - сказать можно уже сегодня. Стоимость мощности будет определяться исключительно на рынке в зависимости от спроса и предложения - в этом главное его отличие от российских "полутарифных" решений.
Что в сухом остатке? Подходы к функционированию рынка в странах Европы совершенно отличны от наших и отражают развитие и перспективу, а не застой и стагнацию. Рынок - не потому, что он таковым называется. А потому что рынок - это одновременно и механизм функционирования и среда обитания отрасли. Впрочем, это характерно не только для электроэнергетики.