Итак, «битва за мощность» на ближайшие 4 года в электроэнергетике России завершена. В октябре и декабре Системный оператор вместе с АТС и Советом рынка воплотили в жизнь сформированную по итогам долгой - почти двухгодовой дискуссии новую модель так называемого конкурентного отбора мощности КОМ, являющегося краеугольным камнем в основании всей конструкции электроэнергетического рынка в стране и рынка мощности, в частности.
В новой модели, на первый взгляд, были исправлены те базовые недостатки, которые критиковали все кому не лень – в первую очередь отсутствие основного элемента любого рынка мощности - долгосрочности. Действительно, сроки строительства, как впрочем, и вывода из эксплуатации блоков электростанций измеряются несколькими годами, и одногодичные аукционы на поставку мощности никак не могли хеджировать риски ни участников отборов, ни энергосистемы в целом. Годовые отборы – это, вообще говоря, рынок оперативных резервов, а не рынок мощности, но тем не менее именно таковым он был у нас вплоть до сегодняшнего дня.
Еще одним заметным изменением в модели отборов стало проведение торгов в целом по ценовым зонам, а не зонам свободного перетока мощности. На торгах по ЗСП, при высокой степени монополизации генерации, практически везде ФАС устанавливала потолки цен - price caps, которые, в свою очередь, являлись ни чем иным, как фактическими тарифами на мощность, рассчитанными исходя из размера НВВ преобладающей в той или иной зоне генерации, с учетом ее выручки на других сегментах – рынке электроэнергии, по тарифам вынужденных, ДПМ и т.д. Конечно, такое ценообразование на рынке имело мало общего не то что с нормальной конкуренцией, а и с рыночными механизмами вообще. Еще меньше отношения к конкуренции имела система получения статуса вынужденного генератора в режиме «постфактум» после проведения аукциона. Непрошедшие в «конкурентные двери» отбора, генераторы, что называется, «ломились» в административные «окна» регуляторов и в итоге получали то, что победителям КОМ и не снилось – на порядок, а то и на два более высокие тарифы на мощность. Надо сказать, что именно этот «стыд и позор» вкупе с цинизмом вынужденных по отношению к рынку в целом в итоге и сподвиг правительство начать давно назревшие изменения в процедуре отбора мощности. И потому, наверное, получение статуса вынужденных в режиме до аукциона, а не постфактум, на мой взгляд, важнейшее и наиболее удачное решение из всего того узла проблем на рынке мощности, которые новая система пыталась развязать.
Однако, это пожалуй и все, что можно сказать хорошего о новой модели. Результаты, опубликованные на сайте СО ЕЭС России говорят сами за себя. Проблему вывода лишней генерации и формирования рыночных сигналов для трансформации структуры генерации в соответствии с заданными ориентирами, хеджируя при этом риски участников новая модель КОМ не только не решает, но напротив – консервирует. По итогам торгов, вплоть до 2019 года, мы видим, что цена в первой ЦЗ сложилась на минимальных уровнях, рассчитанных и установленных отнюдь не рынком, а все тем же правительством в рамках так называемых наклонных кривых спроса «как в Британии». Про Британию мы еще поговорим, а у нас на рынок за платой за мощность «пришли все», что мы и предрекали в своих предыдущих публикациях на эту тему. Кривые предложения, опубликованные СО, показывают всю рыночную несуразность этой модели, в которой предложение формируется не ступенями снизу в зависимости от маржинальной себестоимости станций, а начиная с максимальной расчетной цены при минимальном спросе.
Незначительный рост спроса, планируемый СО, совсем неочевидный судя по текущим тенденциям в российской экономике на ближайшие годы, с лихвой закрывается плановыми вводами по договорам предоставления мощности, которые, наряду с примерно неизменным объемом вынужденных, продолжают вытеснять «конкурентных» участников рынка мощности, торгующихся на КОМ. На сегодняшний день из примерно 200 ГВт планового спроса у нас около 44 ГВт вынужденных и ДПМ, и к 2019 году это соотношение, чтобы ни случилось, точно будет меняться не в пользу активных «КОМовцев», принимающих участие в торгах. Рост вводов по ДПМ и сохранение объемов вынужденных практически неизбежны.
Как известно, последние попытки договориться с потребителями и не платить штрафы за задержку вводов мощностей по ДПМ у генераторов не удались – значит нет смысла «придерживать коней» и переносить абсолютно ненужные энергосистеме вводы на более поздний сроки или, тем паче, открывать дискуссию о прекращении программы ДПМ как таковой. По крайней мере пока. Пока экономика со скрипом, на девальвационном наркотике, но выдерживает фундаментальные ошибки стратегов из РАО ЕЭС и иже с ними.
Вообще говоря, сами эти переговоры, отражающие попытки генераторов как-то оптимизировать свои расходы на новую и старую генерацию в условиях возникшей неопределенности из-за ошибок в планировании, являются, по сути, эрзацем самонастраивающихся механизмов здорового конкурентного рынка мощности, на котором основными оппонентами и выступают старые и новые станции во всех аспектах и плоскостях – экономической, технологической, экологической и т.д. Именно рынок в итоге решает кому жить и сколько, а кому нет и когда это должно случиться. Но на нашем рынке, явно не являющимся здоровым, они не могут конкурировать нормально, поскольку разведены во времени и пространстве, и потому проблемы их взаимодействия уходят в «подковерье» переговорного процесса в «рабочих группах» и высоких кабинетах.
Во второй ЦЗ картина получше – там и цена не на минимуме, и есть некоторый рост, но эти плюсы, по мнению экспертов, тоже во многом искусственны и связаны с регулированием объемов ГЭС, участвующих в торгах, и еще рядом благоприятствующих факторов – меньшим объемом вводов ДПМ, отсутствием приоритетных по загрузке «ценопринимающих» АЭС. На отборах 2017-2019 учли переток между ценовыми зонами по максимальному пропускному сечению в 775 МВт, но понятно, что для наших минимальных расчетных объемах спроса в 140 и 40 ГВт в первой и второй зонах – практической роли в ценообразовании этот переток не играет. Основной объем заявок, как и положено - это ТЭС, что в целом отражает структуру нашей генерации.
Фактически существующие электростанции получили близкий к минимальному тариф на мощность сроком на три года и индульгенцию жить относительно небогато, но и без особых потрясений. То, что это время будет потеряно для электроэнергетики и в плане ее рыночного конкурентного развития и в плане технологической трансформации, уверенной поступью шагающей по планете – похоже никого не волнует.
Стагнация и отсутствие внятных перспектив – вот основной итог и девиз долгосрочного рынка мощности в России до 2019 года. Сможет ли такая модель, консервирующая застой, оставаться стабильной в условиях экономического кризиса в стране, дно которого ищут уже полгода как, но, увы, похоже, пока так и не нашли? Посмотрим. Ведущие генераторы страны не выражают оптимизма, впрочем как и потребители. Но пока, очевидно, ситуация не подошла к точке, когда «низы не хотят, а верхи не могут». Пока отрасль «съела» недавнее высказывание первого вице-премьера А. Дворковича о том, что, в основном, в модели рынка «все решено, теперь займемся сетями», и не поперхнулась.
Ну а что же происходит там, откуда мы якобы взяли нашу «наклонную кривую спроса» - в той самой Британии? Каковы там итоги годового сражения «за мощность»? Там, в декабре 2015 года провели второй по счету аукцион мощности, так называемый Т- 4, со сроком поставки в 2019-2020 гг. В прошлом году это был первый опыт после введения в стране рынка мощности, и, как многие считали, первый блин вышел «комом» – цена на 2017-18 гг. сложилась на уровне 19, 6 фунтов за кВт в год, что на тот момент было около 116 тыс. руб. /МВт мес. Учитывая, что цена на рынке электроэнергии в Британии колеблется в диапазоне от 45 до 60 фунтов за МВт ч (1 британский фунт – в среднем по 2015 году можно принять за 100 руб.), а чистая стоимость входа на рынок для газовых станций NET CONE составляет около 45 фунтов за кВт/год, понятно, что такая цена мощности была всего лишь небольшим довеском к цене электроэнергии и отнюдь не выполняла функции широкого привлечения новых инвестиций в отрасль. И это происходит на фоне сокращающейся резервной маржи достаточности генерации, что само по себе, в свою очередь, задирает цены на рынке электроэнергии из-за снижения предложения эффективных станций с низкой себестоимостью. Системный оператор National Grid, как и регулятор отрасли – Департамент энергетики и изменения климата DECC, с одной стороны озабочены таким положением, в частности, снижением резервной маржи готовой генерации в перспективе до 4 %, что, собственно, и явилось причиной введения рынка мощности в стране. С другой – они не могут не учитывать последствий для конкурентоспособности экономики страны в случае резкого повышения расходов потребителей на энергию, которые и так в Британии заметно выше среднеевропейских. Итогом является очень осторожная политика регулятора в плане использования фактически единственного рычага в его распоряжении на рынке мощности (в отличие от нас!) – установления целевой величины спроса. Именно эта величина, которая в прошлом году была чуть более 49 ГВт, а в этом снизилась до 46,35 ГВт и определяет политику правительства на аукционах мощности. В Британии имеется примерно 60 ГВт генерирующих мощностей, часть из них, такие как ВИЭ, прежде всего ветропарки, субсидируются. Новые атомные мощности могут строиться по другим внерыночным механизмам, предполагающим по факту также субсидирование – договорам CfD – Contract for Difference. Ни первые, ни вторые не могут участвовать в рынке мощности, но при определении долгосрочного спроса их место в покрытии нагрузки учитывается регулятором. Также как и планируемые результаты политики в сфере энергоэффективности и энергосбережения. В результате на торги по предоставлению долгосрочной мощности выставляется не весь спрос, а только тот, который будет закрываться конкурентным предложением. Итог – цена на мощность в 2019-20 гг. снизилась еще – до 18 фунтов за кВт в год. Надо сказать, что некоторые аналитики предполагали еще большее падение.
Причины - разные, мы не будем вдаваться в подробности, тем более, что скоро выйдут обзоры на эту тему специалистов по британскому рынку. Скажем лишь, что у регулятора и National Grid имеются в запасе механизмы поддержания надежности даже в условиях стагнации цен на мощность – это так называемый рынок дополнительных резервов для поддержания баланса SBR (supplementary balance reserve), а у генераторов имеется возможность увеличения доходов на основном рынке – рынке электроэнергии, на котором доминируют двусторонние договоры и нет чрезмерного и необоснованного контроля со стороны ФАС.
Посмотрим на другое. На то, чем этот рынок отличается от нашего, и как представлены результаты аукциона в публичной сфере.
Участвуют все генераторы за исключением субсидируемых. Кривые спроса и предложения абсолютно классические, рыночные.
Что касается наклона кривой спроса - то он есть, но в пределах плюс минус 1,5% от медианной точки целевого спроса, в то время как у нас он плюс минус 6% (во второй точке спрос увеличен на 12%). Есть прайс кэп, равный величине CONE – стоимости входа на рынок при учете доходов на всех сегментах – понятно, что при превышении этой теоретической цены старые станции могут спокойно закрываться – все начнут строить только новые. Но нет price floor – цена может быть нулевой и такие заявки подают многие станции, особенно «старые» – они «уверены в своих силах» и их устраивает любая цена на рынке. При этом подача нулевых заявок обеспечивает участие в рынке мощности, в то время как у нас это трактуется как отказ от предоставления мощности и соответственно неучастие в отборе. Установленная цена является единой для всех – новых и старых станций, уходящих в реконструкцию и даже во временную консервацию. Различаются только сроки получения оплаты – новые станции могут получать оплату по цене аукциона до 15 лет, реконструируемые – до 3 лет. Но абсолютное большинство получают однолетние контракты. То есть в Британии тоже есть своего рода ДПМ на 15 лет – но только вот цена у них "КОМовская" в нашей терминологии.
Интерес представляют непрошедшие генераторы (по таким у нас в России вообще публичной информации практически нет).
Мы видим, что не прошли аукцион как старые, так и новые мощности, так же как и Demand Response, о котором мы много и долго говорим, но мало что делаем в этом направлении.
Есть ли проблемы? Очевидно есть. Например, несмотря на относительно незначительный объем ТЭЦ и собственной генерации потребителей (autogeneration) как получившей плату за мощность около 4,2 ГВт), и тем более не получившей (63 МВт), существенный объем такой генерации (около 3 ГВт) вообще не участвовал в аукционах, жалуясь на сложность процедур допуска и участия в аукционе, а также чрезмерных требований. Это же относится и к DR – для многих потребителей, готовых гарантировать снижение мощности по требованию рынок мощности кажется слишком сложным. В Британии в рамках политики энергосбережения и переходу к низкоуглеродной энергетике все активнее дискутируется вопрос о более широком применении централизованного отопления на базе когенерационной выработки ТЭЦ. И здесь рынок мощности тоже, по мнению наблюдателей, пока помогает недостаточно. Интересен тот факт, что не прошли аукцион и некоторые мощности интерконнекторов – сечений по передаче мощности из других стран – основных инструментов бурно развивающегося процесса интеграции национальных рынков в единый электроэнергетический рынок. Рынок Британии считается высоколиквидным в Европе и желающих туда поставлять электроэнергию все больше. Проблемы есть, однако в целом, с уверенностью можно сказать, что рынок мощности в Британии – как инструмент хеджирования долгосрочных рисков обеспечения достаточности генерации с заданной надежностью в условиях технологической трансформации энергетики, состоялся. Он рассматривается участниками рынка не как гарантированная регулятором «абонентская плата», покрывающая постоянные издержки, как это происходит у нас, а в первую очередь, как необходимая поддержка основному рынку – рынку продажи электроэнергии. Это своего рода дополнительные доходы, повышающие рентабельность бизнеса в целом.
И хотя многие в Британии считают, что и второй аукцион здесь «выдался комом» - от российского КОМа он отличается и очень существенно и, как мне представляется, в положительную сторону.