В российском автомобилестроении идут сложные процессы реального «вставания с колен». Несмотря на увольнение с АвтоВАЗа призванного несколько лет назад «на правление» шведа и замену его французом, нельзя не признать – дело сдвинулось с мертвой точки, в которой оно находилось с конца 80х, когда автомир стал массово переходить на инжекторные системы впрыска и электронное зажигание, а мы упорно продолжали выпускать машины, сконструированные в начале 60х и пытались при этом остаться автомобилестроительной державой. На наших дорогах наконец появились нормальные российские бренды, сравнимые с зарубежными аналогами – пусть не самыми лучшими из лучших, но вполне добротными. Это заняло у нас почти 30 лет, а ведущую роль в этом процессе, как ни крути, сыграли и играют зарубежные технологии – от технических решений и до организации бизнес процессов.

А пока, на четырнадцатом году активных реформ в электроэнергетике, мы все еще обсуждаем, а что же сделать нам такого, чтобы созданная нами машина энергорынка, скопированная, как и «Жигули», в свое время, с лучших образцов, но адаптированная до степени неузнаваемости, и заезженная до полного устаревания, все- таки стала, наконец, похожа на современный автомобиль. При этом мы, с упорством, достойным лучшего применения, продолжаем отстаивать своего рода «карбюраторы» и «трамблёры», «механические коробки» и древние «блок-фары» в дизайне модели энергорынка и способах его регулирования. Между тем мир не ушел, а просто уже укатил вперед.

Как раз об этом мы размышляли, читая в ежеквартальном журнале The Oxford Institute of Energy Studies статью Centralized or decentralized? Remove first the regulatory barriers, за авторством Ignacio Pérez-Arriaga и Scott Burger из Массачусетского технологического института (MIT), работающих над проектом Utility of the Future Study совместно с коллегами из Institute for Research in Technology (IIT) Comillas University в Мадриде. И этими мыслями хотим поделиться с вами.

Речь о том, что современные, даже хорошо работающие модели электроэнергетических рынков, созданные теперь уже в прошлом веке, быстро устаревают, и требуют не менее быстрых фундаментальных изменений. Это связано, конечно, с развитием технологий, и в первую очередь широким распространением распределенной генерации, а также ВИЭ. Мы можем считать, что этот вопрос нас не очень касается, что наши «трамблёры» и «карбюраторы» еще послужат, а «зажигание» можно регулировать и вручную, но это факт – гибкая маневренная генерация, всё чаще распределенная, становится всё более востребованной и бурно развивается. Какую долю в итоге она займет на рынке, каковы будут её пропорции с централизованной системной традиционной генерацией – зависит от специфики предоставляемых и востребованных продуктов и услуг, их стоимости и качества работы распределенных источников энергии. Есть и еще один аспект нового дизайна рынка, утверждают авторы – предпочтения потребителей, на которые влияет многое – от культурного кода, моды, отношения к окружающей среде, удовлетворенности нынешним положением в отрасли, до правильности подачи информации о том, что такое рынок электроэнергии вообще, и о роли на нем распределенной генерации в частности.

Авторы статьи справедливо отмечают, что те или иные модели рынка и регулирования отрасли в широком смысле являются основными факторами, влияющими на развитие распределенной генерации во всех её видах, включая ВИЭ. Я бы добавил, что и не только распределенной генерации – модель должна отвечать тем вызовам и требованиям, которые предъявляет к ней прогресс. И технологический, и культурный, и социально-экономический. Вот как раз здесь и кроются, на наш взгляд, проблемы нашего рынка.

Авторы ищут ответ на вопросы, которые ставит перед ними и нами, по большому счету, новая технологическая революция и вытекающая из нее новая реальность. И делают они это посредством базовых постулатов микроэкономики в применении к электроэнергетике, включающих в себя: во-первых – оценку адекватности некоторых понятий, описывающих «существенные сервисы в энергосистеме» (essential electricity services) сегодняшнему дню; во-вторых - кардинальные изменения в походах к расчету цен и тарифов для каждого участника в энергосистеме, но с одновременной экономической эффективностью для всех; и, наконец, в третьих – понимание того, какова ценность, если она есть вообще, усилий по агрегированию распределенной генерации (и в том числе реактивного к цене потребления – demand response) для энергосистемы в целом.

Существенные «сервисы» или базовые понятия в энергосистеме, по мнению авторов, представляют из себя относительно небольшой набор устоявшихся определений и функций, необходимых для корректной работы рынка и энергосистемы – электроэнергия, мощность, оперативные резервы нескольких уровней, сетевая мощность или пропускная способность, уровни напряжения, ограничения и потери – то, что авторы называют «первичные сервисы» (primary services). И пока эти понятия, определяющие функционирование отрасли в целом не меняются, за исключением, может быть, резервов и их роли в более волатильной и сложной, чем ранее, среде, но авторы считают, что эти изменения будут вполне эволюционными, «добавочными» к философии, существующей на рынке электроэнергии сегодня и остающейся актуальной в обозримом будущем.

Более интересными в этом смысле являются мысли авторов относительно рыночных цен и регулируемых тарифов – всеобъемлющей системы экономических сигналов, необходимых для большого количества участников, чтобы конкурировать и взаимодействовать между собой – экономической основы деятельности любого рынка. Цена на электроэнергетическом рынке в общем виде равна стоимости дополнительных операционных затрат, требуемых для достижения того или иного функционального ограничения в системе, измеренного в одной единице. Именно так, на основании ограничений, связанных с балансом спроса и предложения, формируются цены в узловой модели – цены в узлах, или так называемые локальные маржинальные цены (LMP – locational marginal prices) в каждый момент времени в данной пространственной точке энергосистемы, применяемые и в нашей модели рынка. Другими ограничениями на рынке, влияющими на цены, могут быть цены резервов, необходимой мощности в системе, поддержания допустимых отклонений уровней напряжения, запирания сечений и т.д. Регуляторы в свою очередь могут вводить дополнительные ограничения – целевые значения по выбросам и внедрению ВИЭ, квоты на топливо и запреты на определенные технологии – все они в итоге влияют на цены и тарифы.

LMP отражают цену только на энергию, без мощности, но они прямо вытекают из различных издержек, определяемых производством и рыночно активным спросом в каждый момент времени и в каждом узле системы, а также сетевыми ограничениями и физическими потерями энергии. В идеале они должны рассчитываться в каждой точке потребления и на каждом энергопринимающем устройстве, но реальность такова, что это невозможно практически. Однако вопрос, насколько глубоко должно быть ценовое разрешение - гранулярность на рынке в том или ином случае, насколько точно цены должны отражать спрос во времени и пространстве в каждой точке системы – это как раз вопрос о дизайне современного энергорынка, способного успешно функционировать в быстро меняющемся настоящем и еще более неопределенном будущем.

И это отнюдь не праздный вопрос в том числе и для нас. Мы, в силу определенных обстоятельств, и с учетом очевидных причин – географической протяженности страны, множества сетевых ограничений в ЕЭС России со времен СССР функционирующей под единым оперативным управлением, приняли у себя т.н. нодальную или узловую модель ценообразования по образцам и понятиям как раз американских рыночных юрисдикций. Но затем, как и в автомобилестроении, пошли на существенные упрощения модели формирования ценовых сигналов в узлах системы, основанной на описанных исследователями из MIT ограничениях, имеющей помимо плюсов – главным из которых является как раз учет физики электрических процессов, и значимый минус – пространственную неликвидность. Дело в том, что потребители, привязанные во времени и пространстве к узлам сети, получают в итоге те цены, которые зависят в т.ч. и от её конкретной топологии в данный момент времени. Этот минус компенсируются в американских рынках специальными мерами – хеджирующими инструментами типа финансовых прав на передачу, но у нас их «упростили» до степени отказа от применения. Более того, у нас появились жесткие требования по регистрации на оптовом рынке специальных групп точек поставки ГТП, еще больше «привязавшими» потребителя к данным узлам сети (которые и формируются в качестве расчетных при регистрации ГТП на оптовом рынке), что в свою очередь еще больше «развалило» ликвидность рынка, сделало его пространственно дискретным. Но и этого оказалось мало. Мы ввели поверх узловой модели зоны деятельности гарантирующих поставщиков с единой расчетной усредненной ценой, с границами по регионам, никак не связанными с физикой принятой модели.

Для чего мы это сделали? Чтобы соответствовать сложившемуся у нас давным давно регулированию цен и тарифов по региональному признаку? Или для того, чтобы решить проблему «распада ликвидности» рынка в узловой модели? То есть создания условий для конкуренции вне зависимости от пространственного положения агентов рынка в энергосистеме? Если второе, – то это крайне неудачная замена американских механизмов, потому что в итоге она привела к созданию монопольных «феодов» в регионах, подавив в зародыше всякую конкуренцию на рознице и уничтожила сигналы обратной связи между оптовым и розничным сегментами рынка.

Еще одним небезынтересным аспектом необходимых изменений дизайна рынка является регулирование сетей. Вообще говоря, в теоретической узловой модели с предельно максимальным разрешением, когда каждая точка потребления является узлом энергосистемы, а формирование цен также происходит с в зависимости от спроса каждого потребителя – разница между ценами в узлах генерации и потребления и есть суть операционных издержек сети на транспорт электроэнергии. При этом все равно остается вопрос – разница между какими конкретно узлами генерации и узлом потребителя, ведь топология сети (которая еще и постоянно меняется) позволяет осуществлять поставку с разных источников. Кроме того, стоит помнить, что расходы сетей, которые необходимо компенсировать, включают и капитальные затраты. Сегодня на развитых рынках, помимо доходов сетей от разницы узловых цен (которые, кстати, у нас, несмотря на использование узловой модели, отсутствуют в явном рыночном виде) для компенсации их полных затрат применяются механизмы тарификации, учитывающие степень использования сети (distribution network use of system – DNUoS). При этом перед регуляторами стоит задача не только возместить издержки сетей в полном объеме: и OpEx, и CapEx, - но и дать участникам рынка корректные экономические сигналы для эффективной загрузки сетей каждым потребителем по отдельности и всеми вместе. Понятно, что эта задача трудно выполнима по определению – ведь сети это не что иное, как «дороги общего пользования», а обеспечить справедливость при экономической оценке вклада каждого в общее всегда трудно.

Как известно, у нас эта задача сегодня решается через применение двухставочных и одноставочных сетевых тарифов, а также плату за технологическое присоединение к сети. Двухставочные тарифы – отдельно за используемую пропускную способность сети и непосредственно трафик - в гораздо большей степени учитывают индивидуальные особенности каждого потребителя и его вклад в общую загрузку, однако требуют наличия почасового учета и некоторой квалификации потребителей, поэтому среди массовых потребителей и у нас, и у них используются довольно редко. Инвестиционное развитие сетей как общего блага у нас решается в значительной степени без учета реального спроса, на основании прожектов и планов, сформулированных и продвигаемых властями, зачастую слабо проработанных экономически. Самое плохое, что сигналы рынка, в том числе непосредственно формируемые используемой у нас достаточно сложной узловой моделью ценообразования, почти не влияют на развитие распределительных сетей, поскольку ни сами сетевые компании, ни региональные регуляторы, устанавливающие для них тарифы, как правило, не очень представляют себе не то что нюансы механики работы рынка, но и саму модель, как таковую.

Сегодня в США регулирование сетей основано на сходных с нами моделях (плата за мощность, плата за присоединение, плата за трафик), хотя и с существенными различиями – в частности, там отсутствуют региональные «котлы», а часть выручки сети собирают непосредственно с рынка, как раз за счет разницы узловых цен.

Но авторы статьи считают, что время такого регулирования прошло – в связи с развитием распределенной генерации и ВИЭ. Авторы определяют три основных драйвера издержек необходимых к возмещению. Это Connection – присоединение – базовое минимально необходимое условие для возникновения отношений потребителя с рынком и сетями; Capacity – мощность или пропускная способность сети для обеспечения передачи трафика для каждого потребителя в данной точке и всех вместе в целом; и Reliability – надежность – сеть должна обеспечивать пропускную способность трафика для каждого потребителя с определенным запасом - при всех возможных операционных условиях. Эти драйверы влияют на стоимость услуг по передаче непосредственно для каждого потребителя – производителя, независимо от того, потребляет ли он в данный момент электроэнергию из сети, или наоборот инжектирует её в сеть. Способы учета вклада каждого потребителя в каждый драйвер издержек остаются прежними, при этом любые другие косвенные издержки сетей должны социализироваться, что, по сути, применяется и сейчас, часто в скрытом виде. Но вот что действительно новое (и на мой взгляд спорное) в предложениях исследователей из МIТ – переход к оплате услуг сетей исходя не из единицы объема энергии (кВтч ) или мощности (кВт), а в виде платы за услуги в данный период времени – например, за месяц. Аргументация авторов сводится к тому, что все более сложное поведение потребителей (они же производители) на рынке не поддается привычной тарификации за использование сетей. Как вести расчеты с участниками рынка, как формировать им прозрачный и понятный счет за услуги по передаче, авторы умалчивают.

Зато они уделяют должное внимание другому аспекту, пока нас не очень касающемуся в контексте платы за услуги по передаче – так называемым policy charges – платежам, взимаемым с пользователей сетей для финансирования тех или иных, не связанных прямо с сетевой составляющей, целей. Речь идет, прежде всего, о различных надбавках для субсидирования ВИЭ, предпочтительных технологий, например ТЭЦ, местных видов топлива, социальных тарифов, программ по энергосбережению и т.д. В западных странах, особенно в Европе, взимание таких квазиналоговых (и налоговых) платежей с пользователей электрической сети является обычной практикой, такой же, какой у нас постепенно становится плата за мощность по механизмам а-ля ДПМ. Авторы статьи предостерегают регуляторов и правительства от чрезмерного использования таких способов взимания платы, поскольку это искажает рыночные сигналы эффективности использования сети, и советуют переводить такие платежи в систему общего налогообложения. Это очень актуально и для нас – и ДПМ, и все другие подобные надбавки за счет всех участников – вредны рынку априори, поскольку не только искажают работу его механизмов, но и создают ложное впечатление о «бесплатности сыра» в экономике и социальном развитии.

И наконец, авторы уделяют значительное внимание сущности бизнеса агрегаторов на электроэнергетическом рынке. Подчеркивая схожесть этой деятельности с ритейлом, авторы указывают на его внутреннюю фундаментальную стоимость и необходимость его корректного регулирования, с тем, чтобы на этом рынке не возникали мотивы использовать агрегирование в качестве средства подавления справедливой конкуренции и несправедливого обогащения одних участников за счет других (оппортунистическая стоимость). И опять это очень перекликается с нашим опытом – наши гарантирующие поставщики в нормативном поле 2008 -2011 гг. получали так называемые «дополнительные доходы» от трансляции мощности с оптового рынка на розничный для двухставочных потребителей за счет разновременности оплаты собственных максимумов потребления мощности и суммы индивидуальных максимумов потребителей ГП на рознице, что приводило к продаже ГП большего объема мощности, по сравнению с объемом покупки. При этом косвенным негативным эффектом таких расчетов было «наказание» крупных потребителей за то, что они «разводили» свой собственный максимум нагрузки с максимумом ГП, зависящим в основном от интегрированного графика массы мелких потребителей и погодных условий. Но в итоге именно это приводило к более экономичной работе энергосистемы в целом, а потребители переплачивали в адрес ГП. Сегодняшнее регулирование сбытов с применением маржинального дохода в процентах от стоимости электроэнергии на оптовом рынке – из этой же серии. Как, впрочем, и существование самих ГП в нашей интерпретации. За агрегаторами на розничном рынке будущее – и понимание ценности их бизнеса является необходимым условием для создания нового дизайна рынка электроэнергии, отвечающего современным вызовам, утверждают Ignacio Pérez-Arriaga and Scott Burger из Массачусетского технологического института (MIT) в своей статье.

Еще одним важным выводом, о котором следует упомянуть, и который касается и нас тоже, является утверждение о том, что новый дизайн рынка потребует переосмысления роли и места на нем распределительных сетевых компаний как операторов распредсетей в энергосистеме в их взаимодействии с оператором магистральных сетей и энергосистемы в целом, в том числе с точки зрения разделения рыночной составляющей их деятельности и регулируемой, потенциально могущих конфликтовать друг с другом. Для нас это особенно важно, поскольку в нашей конструкции рынка сети - и магистральные, и распределительные - вообще находятся на его периферии в качестве сторонних наблюдателей, и практически не участвуют в его развитии и формировании.

Возвращаясь к нашим «автомобилям», давайте еще раз спросим себя, а тем ли мы занимаемся сегодня в нашей отрасли, пытаясь сделать из заведомо устаревших «пятерок» и «семерок», возможно и неплохо служивших нам 5-8 лет назад, когда мы с упоением обсуждали ЕГТП, операторов розничного рынка, СДЭМы, СДД, розничные биржи и прочие «улучшения», вместо того, чтобы делать настоящие «машины» хотя бы корейского и китайского уровня? Или уроки автомобилестроителей нам не впрок?