В декабре ушедшего года в Великобритании состоялся второй по счету после введения рынка мощности общеотраслевой аукцион, так называемый Т-4 на 2019-20 гг., на котором опять цена закрытия в 18 £ за кВт в год (150-160 тыс. руб. за МВт в месяц по курсу декабря, хотя пока пишется эта статья, сумма может значительно подрасти) была далека от чаяний и надежд генерации. Причем как «старой», значительная часть которой объемом 5,1 ГВт из примерно 65 ГВт имеющейся в стране (2 ГВт парогазового цикла и 3.1 ГВт – угольной), так и «новой» - (почти 5,9 ГВт, включая модернизированную генерацию и 580 МВт мощности нового интерконнектора из Бельгии). И те, и другие не получили плату за мощность по результатам аукциона. Цена входа на рынок новых мощностей NET CONE, заданная регулятором по стоимости газовых блоков открытого цикла, составила около 49 £/кВт в год, а общий объем генерации подавшей заявки свыше 50 £/кВт в год составил около 8 ГВт. Причины формирования низкой цены на мощность, (при том, что аукцион в целом отвечал критериям подлинной «рыночности» и конкурентности – заявки подавали все виды генерации, а также потребители как Demand Response, клиринговая цена была единой, как для новой, модернизируемой, так и старой генерации (новая генерация и модернизируемая могли получить многолетние контракты), отсутствовали популярные у нас встроенные непосредственно в аукцион нерыночные механизмы типа ДПМ и вынужденных, вся так или иначе субсидируемая генерация не участвовала в отборе), заключались, как и в предыдущий год, в основном в том, что значительная часть генерации «демпинговала», стремясь получить хоть «что-то» с рынка мощности, но надеясь в основном на гораздо более привычный и, главное, «живой» волатильный рынок электроэнергии. Как известно, в Британии, в условиях снижающейся резервной маржи и соответственно снижения фактической конкуренции среди эффективных маржинальных станций, замыкающая цена на рынке РСВ имеет тенденцию к росту в часы максимума, что делает рынок электроэнергии с одной стороны более волатильным, а с другой – более адаптивным и эластичным к спросу – т.е. настоящим рынком.
Нужно помнить и том, что объемы спотового рынка в Объединенном Королевстве по оценкам экспертов очень малы – в пределах нескольких процентов, большая часть объемов продается или внутри энергокомпаний от собственной генерации к собственным розничным сбытовым подразделениям, или по конфиденциальным двусторонним договорам, которые, правда, как правило, привязаны к цене спота. Таким образом ликвидность спотового рынка Британии, в отличие от других европейских площадок, крайне невелика.
При всей условности сравнения российского и британского рынков в плане конкурентности и подлинной «рыночности» энергорынка в целом (включая рынки мощности) российскую модель можно назвать антиподом британской, несмотря на то, что введение у нас в 2015 году отбора с наклонной кривой спроса было анонсировано некоторыми экспертами, «как в Англии». Мы много раз обращали на это внимание за последний год и не будем повторяться. Сосредоточимся на этот раз на общих для нас и для них проблемах – прежде всего, крайне низких ценах отборов, не позволяющих, по сути, инвесторам не то, что строить новые станции «в рынке», но и даже поддерживать в нормальном состоянии относительно новые «старые» станции.
В чем тут дело? Ведь у нас, казалось бы существенно разные, а местами диаметрально противоположные ключевые факторы на рынке – существенный избыток генерации в России, связанный с фундаментальными ошибками в прогнозировании спроса, как по величине, так и в территориальном разрезе, драматический спад в экономике страны, стагнация, а главное - неопределенность с точки зрения дальнейших перспектив спроса; и наоборот – почти нулевая резервная маржа генерации в Британии, понятный, хотя и тоже стагнирующий спрос в условиях роста энергоэффективности экономики и относительно слабой динамики экономики.
Тем не менее результаты аукциона в Британии поразительно напоминают наши – цена в разы ниже необходимой для входа на рынок новых участников. Есть отличия: в России цена КОМа часто абсолютно вторична для большинства участников – основные деньги на рынке мощности они зарабатывают по ДПМ, и рассматривают цену КОМ, как некую абонентскую плату от потребителей за то, что они вообще присутствуют на рынке. В этом смысле долгожданное введение в ушедшем году механизма долгосрочности мало что изменило – никто в России не рассматривает цену КОМа в качестве маяка, сигнализирующего строить или нет новую генерацию и во времени и в пространстве. Для этого Правительство последовательно использует совсем другие механизмы, ДПМ и их аналогов, а также вводит новые – как «предупреждение дефицита мощности», избыточно регламентированные правила вывода генерирующих единиц мощности и их отсоединения от сети, консервацию и т.д. – окончательно таким образом дефрагментируя живой целостный «рыночный» рынок, подменяя его ручным управлением и ригидными имитациями. В Британии смысл аукциона мощности изначально был другой – предполагалось, что его цена станет полноценным ценовым индикатором для участников для поддержания уровня резервной мощности в системе с горизонтом достаточным для строительства новой или вывода из эксплуатации старой неэффективной генерации. Но итоги во многом оказываются схожими – рынки мощности, в классическом понимании целей их введения и функционирования, как механизмов обеспечения наличия достаточности генерации с заданным уровнем надежности в долгосрочном плане, не работают ни у них, ни у нас.
У нас эта проблема маскируется еще и тем, что мы продолжаем иметь в виду под рынком мощности совсем не то, что другие – у нас это прежде всего двухставочный тариф в генерации, обеспечивающий низкую волатильность как работы энергосистемы, так и цен. Резервы - и краткосрочные и долгосрочные, как и оперативные, с рынком мощности в России если и связаны, то через очень жесткий ручной механизм управления энергосистемой системным оператором и прочими регуляторами, которые по своему усмотрению и разумению демпфируют фактическое отсутствие рыночных механизмов формирования резервов. Российские ДПМ – это тоже из этой серии, несмотря на множественные рыночнообразные одежды и декорации, по сути, это механизм внерыночного строительства новой генерации по субъективным планам и критериям, в том числе для обеспечения заданного уровня резервов. Еще в большей степени это относится к вынужденным генераторам. Сам КОМ – та его часть, которая представляет из себя реальный аукцион существующих мощностей конкуренции за право получения абонентской платы - у нас как раз самая рыночная процедура, и цена отборов адекватно отражает реальность – в условиях стагнации и сжимающегося конкурентного спроса, незакрываемого растущей долей ДПМ и неуменьшающейся долей вынужденных, она естественным образом падает. Другой вопрос, что и здесь, даже в относительно малой в стоимостном выражении доле от общих доходов генерации, правительство не решилось отдать формирование цены на откуп свободному рынку - потолок и пол рассчитало само, по сути определив для генерации плавающий тариф в зависимости от объема предложения, причем на долгосрочный период. Но эта долгожданная долгосрочность, как атрибут реального рынка, которым так гордятся регуляторы, может сыграть с нашим рынком мощности злую шутку – в условиях экономического шторма и так достаточно низкий плавающий тариф КОМа, может окончательно обесценить отборы, как значимую и важную для них статью доходов генерации, что приведет к снижению интереса к отборам и дальнейшему вытеснению рыночных механизмов формирования цен административными.
В Британии низкая цена долгосрочных отборов на фоне надвигающегося снижения резерва до нуля и возможного дефицита в генерации обусловлена не только и не столько демпингом участников. Демпинг – это скорее следствие, а глубинной причиной является неверие инвесторов в традиционный энергорынок в целом, как инструмент, способный дать понятный и прозрачный сигнал, где строить, что, и за какие деньги в перспективе нескольких лет. В Великобритании и в Европе в целом та стадия, в которой находилась и, по инерции, по факту, все еще находится электроэнергетика России в последние 7-8 лет - стадия активного строительства и вводов парогазовых и другие современных энергоблоки в надежде на столь же активный рост потребления, была пройдена 15-20 лет назад и даже ранее. А сегодня многие относительно новые большие станции вдруг оказались недостаточно рентабельными и зачастую даже убыточными в условиях начавшейся как раз 7-8 лет назад технологической революции, основанной на осознании развитыми экономиками мира необходимости радикального сокращения углеводородной энергетики. ВИЭ развиваются в той же Британии не сами по себе – это намеренная и осознанная политика в рамках так называемой стратегии реформирования EMR – electricity market reformс целью перехода к низкоуглеродной энергетике, включающая внерыночное субсидирование, так же как и увеличение финансовых сборов на выбросы в традиционной энергетике. Аукционы мощности в Британии, несмотря на ценовые парадоксы, четко определяют первых «на вылет» с рынка – это крупные угольные блоки – они не в состоянии конкурировать ни с газовыми, ни тем более с субсидируемыми ВИЭ и анонсированы правительством к закрытию к 2025 году.
Взамен усилия в развитии новых мощностей в Британии будут сосредоточены на ВИЭ и атомной энергетике, а также эффективных газовых станциях.
В Германии картина иная – там в силу дешевизны угля и отказа от атомных блоков dark spreads угольных станций выглядят гораздо здоровее газовых spark spreads, хотя в ближайшее время в связи с драматическим падением цен на нефть, и соответственно трубопроводный российский газ с лагом в несколько месяцев, картина может измениться.
Но в любом случае постоянно растущая доля ВИЭ в балансе, в основном ветра, не добавляет уверенности владельцам традиционной большой генерации, особенно в инвестиционном аспекте. Результат – в развитых рыночных юрисдикциях от Америки до Европы и Австралии практически не строят новых больших ТЭС. Основной прирост новых мощностей практически повсеместно происходит за счет ВИЭ. Но ВИЭ экзогенны по своей природе – работают только тогда, когда «природа» этого хочет, а накапливать и складировать энергию в промышленных масштабах человечество пока еще не научилось, хотя и значительно продвинулось в решении этой задачи в последнее время. И поэтому вопрос управляемых, «эндогенных», резервов в энергосистемах, обеспечивающих надежность на заданном уровне, по- прежнему остается актуальным. И мы видим, что в Британии параллельно официальному рынку мощности активно и успешно развивается более короткий по срокам, более управляемый, неофициальный рынок мощности – рынок резервов SBR - Supplementary Balance Reserve. Суть его заключается в выводе с рынка электроэнергии устаревших станций, которые переводятся в резерв системного оператора. В свете заявленного по итогам двух аукционов 2015 и 2016 года закрытия 10 ГВт мощностей, допустить которое британский системный оператор никак не может, поскольку это опустило бы резервную маржу в системе в глубоко отрицательную зону, рынок SBR становится настоящим белым рыцарем, спасающим ситуацию от возможного коллапса и последующих чрезвычайных мер.
Результаты отборов SBR на зимний период следующего года 2016-2017 (Т-1)были опубликованы незадолго до «главного» аукциона Т-4. Средняя цена, которую National Grid платит станциям за резервную мощность в системе объемом около 2,5 ГВт, составила 34 £/кВт в год, то есть почти в два раза больше, чем на Т-4. Одна большая станция мощностью свыше 500 МВт получила на Т-1 цену 88 £/ кВт в год – больше чем прайс кэп, установленный на Т-4 (равный цене CONE – стоимости входа на рынок со учетом доходов с его обоих основных сегментов – рынков электроэнергии и мощности). И это только цена готовности резервов. В случае, если они окажутся востребованы, то СО должен оплачивать дополнительную премию.
С другой стороны 2,5 ГВт отобранной мощности на аукционе SBR влияет на расчетный целевой спрос на аукционе T-4, (как впрочем и другие механизмы предоставления мощности, помимо аукциона) а с учетом крутизны падения кривой спроса в диапазоне плюс минус 1,5 ГВт от цели, этот фактор может значимо влиять на цену на Т-4 в сторону снижения.
Некоторые эксперты полагают, что такой дуализм на рынке мощности в Британии, подразумевающий сохранение на рынке устаревших станций, не может долго продолжаться, поскольку это противоречит основной цели политики EMR – переходу к низкоуглеродной энергетике, а потому склоняются к мнению, что регуляторы будут вынуждены усилить свое непосредственное вмешательство в формирование оптимального микса генерации в стране: т. е. по сути пойдут по российскому пути, предоставляя внерыночные преференции на рынке крупным эффективным ПГУ. Но есть и другое мнение – для закрытия переменного графика нагрузки с учетом его волатильности и нестабильности работы ВИЭ на рынке будут востребованы совсем другие мощности– так называемые peakers, в первую очередь небольшие газотурбинные станции, причем как у генерации, так и у потребителей - с низкими капексами и относительно высокими переменными опексами, позволяющие балансировать систему и резервировать ВИЭ. Конечно, с неизбежным уходом крупных угольных блоков в рамках все более жестких требований к выбросам, на рынке должна обновляться и базовая генерация, и именно поэтому правительство Великобритании продолжает лоббировать такие неоднозначно воспринимаемые публикой проекты, как по существу внерыночное строительство нового атомного блока Hinkley point C3 по механизму CfD. Такой подход, по мнению некоторых экспертов, как и у нас, ведет к дальнейшему искажению британского рынка, поскольку подменяет в значительной доле общего объема генерации рыночные механизмы, преференциальными. В данном случае, мы считаем, что цель в значительной степени оправдывает средства – переход к низкоуглеродной эффективной энергетике во всех странах так или иначе неизбежно сопряжен с применением специальных мер и механизмов, которые не всегда выдерживают тест на 100% рыночность.
Однако в Британии и не только в ней, в «чисто рыночной» части отрасли – там где не остается места для специальных преференций, прежде всего из-за того что потребители в демократическом обществе не готовы платить те цены, при которых проекты типа Hinkley Point C3 будут безрисково окупаемы - погоду среди традиционной генерации в предстоящие годы будут делать, по нашему мнению, не крупные станции, а именно пиковые мощности, способные быстро реагировать как на ценовую конъюнктуру, так и на технологическую. Дело в том, что увеличение доли ВИЭ, хотя и субсидируемое, (а значит так или иначе искажающее работу рынка), делает на рынке одну очень важную вещь - не только снижает цену РСВ - БР в период своей работы за счет практически нулевых опексов, но и в целом уменьшает расходы потребителей на электроэнергию за счет снижения рентных инфрамаржинальных доходов традиционных базовых станций. И делает это, как показывают некоторые исследования, правда, не на британском, а на скандинавском рынке Норд пул, опережающими темпами – при относительно небольшой доле установленной мощности ВИЭ перераспределение ренты в пользу потребителей оказывается в разы больше. Насколько это применимо именно к британскому рынку из-за его особенностей в распределении доходов с РСВ –БР – формированием дискриминационных цен сказать сложно – здесь, на первый взгляд, вроде бы нет инфрамаржинальной ренты. Однако с учетом небольших объемов торговли на споте это, возможно, и не так важно – важнее как формируются в итоге цены по двусторонним договорам, а там в качестве ориентира берется маржинальная цена. В любом случае тренд все равно таков – большие станции все более непопулярны у инвесторов, и для них рынок мощности на 4 года вперед, в быстро меняющихся внешних условиях как минимум избыточен.
В каком-то смысле ситуация схожа с нефтяной и газовой отраслью – там появление эффективных маневренных маржинальных промыслов – своего рода peakers в виде сланцевой добычи - изменило в итоге баланс на рынке: в первую очередь принципы формирования и балансирования цен, что в итоге привело к драматическим последствиям, которые мы сейчас наблюдаем в экономике России. Очевидно, что и в электроэнергетике пиковые мощности станут важнейшим ценовым инструментом в ближайшие годы – балансируя рынок, в базе которого будут работать низкоуглеродная генерация – ВИЭ и атомные блоки (или же газовые, или импорт электроэнергии через мощные интерконнекторы от богатых энергоресурсами соседей). Именно поэтому, многие европейские страны, как те же Германия или скандинавские страны, оценивая плюсы и минусы введения у себя рынков мощности, все-таки склоняются к тому, чтобы развивать не классические рынки мощности, а гораздо более гибкие и адаптивные рынки резервов. Аналогичные тенденции наблюдаются и в рыночных юрисдикциях США – там, несмотря на наличие традиционно развитых рынков мощности, все больше внимания уделяется рынкам резервов в различных вариациях.
Возвращаясь в Россию, отметим, что и для нас вопрос «рынок резервов vs рынка мощности» в предстоящие годы, когда программа ДПМ в основном будет завершена, в случае роста экономики и соответственно потребности в электроэнергии, (причем часто совсем не там, где это было административно запланировано, а там, где действительно диктует рынок), станет вполне актуальным. Он актуален и сегодня, поскольку существующая система распределения платы за мощность по итогам КОМ, по существу, является уравнительной и не стимулирующей генерацию к эффективной работе, избыточной для потребителей, тянущей за собой множество смежных и вытекающих проблем и не только на рынке мощности, но и на рынке электроэнергии, и, в итоге, на рознице. Одним словом, неэффективная система. К сожалению, пока такого консенсусного понимания, в полной мере, у участников рынка и правительства пока еще нет. Возможно оно придет и вполне скоро, в свете драматических событий, происходящих в российской экономике. С этой точки зрения сегодняшний кризис, как впрочем и любой другой – на пользу. Важно сделать из него правильные выводы, смотреть вокруг и учиться, по большей части, на чужих ошибках.