Российские реалии на рынке электроэнергии и мощности, созданном в последние 10-15 лет в результате одной из самых известных реформ современной России, сопровождавшейся оглушительным пиаром и восхвалением якобы достигнутых фундаментальных прорыночных свершений (и это, надо признать, действительно в значительной мере консенсусная точка зрения, вне зависимости от немногочисленных симпатий и широко распространенных антипатий к авторам и исполнителям этих реформ), продолжают удивлять.

Российский премьер Д. Медведев, озаботившись по итогам визита в Волгоградскую область стоимостью электроэнергии для энергоемкой промышленности на национальном оптовом рынке, поручил Минэнерго разработать выгодные условия для прямых договоров между потребителями и генераторами. Губернатор Андрей Бочаров конкретизировал пожелания волгоградских химкомбинатов и по совместительству крупнейших неплательщиков на рынок – они хотели бы покупать гораздо более дешевую, по их мнению, электроэнергию расположенных рядом Волжских ГЭС, вместо того, чтобы покупать электроэнергию на рынке, цену которой якобы трудно предсказать.

Вопросы, вообще говоря, резонные, как и тот факт, что в российских реалиях по прямым договорам продается около 1 % объемов торгуемой энергии. Между тем, на либерализованных рынках по всему миру эти объемы являются весьма существенными – а в некоторых юрисдикциях, как например в Британии, составляют подавляющее большинство. Однако, цены двусторонних контрактов, тоже в подавляющем большинстве случаев, привязаны к ценам, формирующимся на краткосрочных рынках – рынке на сутки вперед РСВ и балансирующих рынках или их аналогах. То есть покупать электроэнергию с мощностью или без таковой, в зависимости от дизайна модели, по цене в разы меньшей, чем на рынке, невозможно - вопреки желаниям потребителей и даже губернаторов. Рыночные цены, к сожалению, определяются не себестоимостью наиболее дешевых генераторов, а ровно наоборот – наиболее дорогих, и в этом и есть смысл рыночных отношений – наиболее эффективные станции и блоки с точки зрения технологий или же управления издержками всегда выигрывают и получают большую долю на рынке, в то время как наименее эффективные формируют цены, замыкая баланс спроса и предложения. Чем выше спрос, тем выше цены, поскольку тем больше дорогих станций оказывается задействовано в его удовлетворении. Если спрос низкий – он может быть покрыт полностью дешевой генерацией, по низкой, а в некоторых моделях и по отрицательной цене – станциям выгоднее заплатить потребителям, чем нести расходы по останову и последующему пуску своего оборудования. Так это работает на рынках. Долгосрочные контракты хеджируют риски генерации и потребителей, связанные, прежде всего, с высокой волатильностью цен в дневном, недельном или сезонном временном интервале, но они всегда отражают баланс спроса и предложения, поскольку в любом случае отклонения от объемов, согласованных в контрактах торгуются сторонами на краткосрочных рынках.

Таким образом, торговля электроэнергией по двусторонним договорам не «живет сама по себе» в рыночных юрисдикциях – она является неотъемлемой частью рынка, внутренне взаимосвязанной с механизмами формирования цен на его краткосрочных сегментах. Её распространенность определяется также исключительно рыночными стимулами – крупный энергоемкий потребитель хочет приобретать электроэнергию по стабильной предсказуемой цене в горизонте планирования своих бизнес процессов. Генератор тоже хочет предсказуемости в плане сбыта своей продукции на гораздо более длительный, чем на сутки вперед срок. Третьей стороной может выступать магистральная сеть, если существуют какие- то потенциальные ограничения по пропускной способности передачи контрактных объемов с учетом общей загрузки сети. Ценовым индикатором служат прогнозные цены на краткосрочных рынках. Если все стороны договорились, схема работает. Если нет – то стороны уходят «в рынок». Возможны промежуточные варианты – часть объемов на «рынке», часть по двустороннему договору. Для хеджирования рисков сторон, в странах с развитыми финансовыми рынками также используются различные финансовые инструменты – деривативы в виде фьючерсов и форвардов, опционов типа call, put, контрактов на разницу – CfD и т.д. Как правило, на таких рынках объемы двусторонней торговли значительно ниже – стороны управляют своими рисками на многосторонней централизованной торговой и финансовой площадке. Именно такими площадками в Европе являются Nord Pool Spot в Скандинавии и Балтии, EPEX Spot, EEX и др. Отличительной особенностью европейских моделей является добровольность участия на централизованных биржевых

площадках. В США, где все объемы торговли организует системный оператор, (а не только объемы балансирующего рынка как у нас и в Европе) участие в краткосрочных форвардных рынках также является добровольным.

Почему все это не работает у нас? Почему наш премьер дает поручение Минэнерго, как метко выразился КоммерсантЪ - «бороться с энергорынком»?

Очевидно, что ответ лежит все в том же качестве модели т.н. «рынка», который мы построили в результате трудных, длительных и болезненных реформ, об успехах которых мы так много слышали в свое время, и иногда слышим и сейчас, и даже от людей, не являющихся поклонниками известных персонажей. Например, расхожим мифом является эффективность российской модели РСВ –БР, как якобы вполне рыночного механизма установления ценовых индикаторов, в т.ч. прогнозных. Мол, да, остальные сегменты рынка не получились, но вот РСВ - БР - это действительно работает эффективно, там есть подлинная конкуренция, цены формируются спросом и предложением, и тот факт, что цены на газ растут быстрее цен на этом рынке, лучшее тому подтверждение.

Во-первых, доля РСВ –БР в общей стоимости электроэнергии генерации (без учета передачи и сбыта) составляет не более 60% и продолжает сокращаться по мере роста средневзвешенной стоимости мощности, вводимой в эксплуатацию по механизмам ДПМ, а также продолжающейся нагрузки на рынок в виде вынужденной генерации. Это существенно меньше, чем, скажем, доля рынка собственно электроэнергии в американских юрисдикциях PJM и ISO NE, откуда наша модель и была в свое время списана, но с заметными пробелами и упрощениями.

Во –вторых, сами цены РСВ–БР слабо отражают наилучший экономический баланс конкурентного предложения всей располагаемой генерации, поскольку для того, чтобы попасть на торги, генерация в нашей модели проходит процедуру предварительного отбора – выбор состава включенного генерирующего оборудования ВСГВО, которая, в свою очередь, жестко связана с нашим, не менее внутренне ущербным «рынком мощности» – отбираются те станции, которые прошли отбор мощности КОМ со всеми его недостатками - "внеочередности" для ДПМ, АЭС, предустановленной цены и вынужденных. При этом есть еще и приоритеты в загрузке: АЭС и ГЭС, вынужденные, непрозрачно формируемая величина оперативного резерва, а также чрезмерное ценопринимание как со стороны предложения (до 127 ГВт из 150 ГВт максимального спроса), так и спроса. А вот двусторонние договоры в приоритетах по загрузке у СО стоят на самом последнем месте.

С учетом жесткого контроля заявок формирующих цену генераторов со стороны ФАС по величине затрат на топливо (т.н. топливная составляющая себестоимости ТСС) цена РСВ по существу представляет из себя маржинальные переменные затраты самых дорогих станций на рынке. В виду большого временного разрыва между формированием цен на РСВ и фактическими поставками (у нас отсутствует внутридневной рынок, и уж тем более рынок в режиме близком к реальному времени, как в большинстве иностранных юрисдикций) объем БР и его амплитуды, включаемые в конечные почасовые цены, создают некоторую волатильность относительно плановых значений цен. Однако с учетом высокой доли удельной стоимости мощности в общей цене генерации, фактически назначаемой регулятором, влияния на финальную скорректированную стоимость электроэнергии небалансов между обязательствами поставщиков и покупателей в узловой ценовой модели, распределяемых постфактум по малопрозрачным искусственным процедурам (а понятный рыночный механизм хеджирования рисков, связанных с сетевыми ограничениями, типа рынка финансовых прав на передачу, отсутствует), применения различных механизмов «сглаживания» на РСВ - рыночные риски волатильности цен для участников РСВ - БР практически сведены к минимуму. Нерыночные существуют, но они воспринимаются сторонами как форс – мажор и не подлежат какому-либо страхованию.

Можно назвать и еще одну причину - антиконкурентный бич нашей модели - жесткую локализацию покупателей на оптовом рынке через зарегистрированные за ними группы точек поставки ГТП - потребители получают электроэнергию в конкретных узлах по конкретной цене, слабо зависящей от спроса данного потребителя, поскольку гарантирующие поставщики, формирующие спрос по ГТП региона в целом, подают на практически весь объем потребления ценопринимающие заявки.

Поэтому в нашей модели рынка двусторонние договоры не только ничего не хеджируют, они попросту невыгодны, ни потребителям, которые в общем-то и не очень понимают всю эту вышеперечисленную «кухню» (и правильно делают), ни генераторам, которые, как ни странно, нередко тоже. Генераторам важен постоянный прогнозируемый денежный поток, и они его получают - до 50% их доходов приходит с "мертвого" рынка мощности – это и есть их хедж и страховка, за которые они борются с регулятором и потребителями, как правило "под ковром" - на совещаниях и в рабочих группах. Что там они получат в итоге на рынке электроэнергии для них, конечно, тоже имеет значение, но это, по большому счету, возмещение затрат на топливо, или же, как в случае с АЭС и ГЭС – технологическая инфрамаржинальная рента, доходы от которой идут на расширенное воспроизводство, и увеличение таких рентных платежей в будущем (и потому Русгидро, а еще в большей степени Росэнергоатом, в целом текущей моделью вполне довольны).

Крайне низкая доля двусторонних договоров в российских реалиях – не чей то злой умысел, а результат функционирования псевдорыночной модели в нашей электроэнергетике, и поручениями премьера в адрес Минэнерго это вряд ли можно исправить. Тем более в том ключе, как это себе представляют волгоградские предприниматели и их губернатор. Долгосрочные договоры важны и нужны, но на здоровом рынке.

Например, они играют важную роль при востребованном сегодня переустройстве моделей рынков в Европе в связи с резким увеличением доли проникновения ВИЭ в генерации. Долгосрочные договоры позволяют потребителям рассчитывать на долгосрочные поставки электроэнергии от низкомаржинальных по текущим издержкам источников ВИЭ, в т.ч. в расположенных в других странах, рыночным образом планировать свой доступ к магистральной сетевой инфраструктуре через рынок финансовых прав на передачу. В свою очередь, такое планирование естественным образом создает наилучшие условия для сбалансированного развития рынка электроэнергии в целом – обеспечивает надежность поставок при наименьших затратах в генерации в координации с сетевым строительством.

Двусторонние договоры широко используются и для нового строительства - стороны хеджируют свои ценовые риски на срок окупаемости капиталоемких проектов. Часто сами энергоемкие потребители и строят новые мощности. Например, так устроено финансирование проекта АЭС Ханхикиви в Финляндии - основными акционерами компании оператора Fennovoima являются крупные потребители, заинтересованные в долгосрочной цене на рынке не более 50 € /МВтч. Но у нас вместо таких контрактов ниша новых вводов прочно занята ДПМ, и пока генераторы, (да и регуляторы) не видят этому механизму никакой альтернативы - любые новые мощности в генерации, будь то в Тамани, Калининраде, или на Дальнем Востоке, поддержка новых проектов от ВИЭ до переработки мусора у нас пытаются решать полюбившимся и чиновникам и нашим специфическим инвесторам безрисковым для них механизмом договоров предоставления мощности - хотя часто и мощности-то, как экономической категории, в этих проектах и нет.

Двусторонние договоры являются важной составляющей в формировании устойчивого здорового рынка в любой отрасли, и электроэнергетика здесь не исключение. Для продвижения этих механизмов на рынке и воплощения их в реалии нужны усилия – ничего не случается само собой. Но прежде нужна здоровая рыночная конкурентная среда.

Которой в сегодняшней модели российского рынка электроэнергии и мощности нет.