Электроэнергетический рынок России, возникший на волне одной из самых известных реформ в нашей стране начала нынешнего века и воплотивший в себя гордость первоначальных успехов, смешанную с послевкусием несбывшихся надежд, уверенно стагнирует уже не первый год, если не сказать больше. Как, впрочем, и вся наша экономика.­

Свидетельством тому являются не только и не столько крайне низкая биржевая стоимость компаний сектора, не рекордные неплатежи (с учетом фактически списанных невозвратных долгов составляющие только в оптовом сегменте под 80 млрд. руб.), не бесконечные войны за денежный поток между сетями и сбытами, которыми вынужден заниматься уже президент страны, и даже не криминальные вести, с пугающей ­­ частотой подрывающие и без того крайне низкую веру инвесторов и менеджмента в отрасль, что, в свою очередь, способствует нарастанию синдрома «ничего неделания» как наилучшей стратегии и тактики.

Генерация, еще несколько лет назад, казалось бы, почти единственная страта среди субъектов нового рынка, однозначно выигравшая от реформы, сумевшая привлечь в отрасль огромные средства и реально существенно обновившая свои производственные активы, тоже оказалась в последние год–два в кризисе. Не все, надо сказать, но очень многие генкомпании и электростанции, особенно тепловые, да и в известной степени и ГЭС, и АЭС, вдруг ощутили, что построенный в России рынок не приносит им более тех доходов, на которые они рассчитывали и которые им нужны даже для спокойного развития и бизнеса as usual.

В этом смысле показательна недавно опубликованная информация неназванного представителя Т-плюс, рассказавшего не только о традиционных для тепловой генерации проблемах на рынках теплоснабжения, но и о том, что даже крайне комфортный для наших генераторов сектор ДПМ, не говоря уже о КОМ и РСВ-БР, оказывается, уже не приносит той доходности, на которую они рассчитывали. В этом контексте проблемы таких «проблемных» игроков на рынке генерации, как ТГК-2 и Квадра, кажутся уже не просто проблемами, а чем-то близким к приближающемуся коллапсу.

В чем дело? Что привело наш рынок к таким безрадостным результатам через 13 лет после старта активных реформ в отрасли, когда было принято базовое законодательство об электроэнергетике?

На наш скромный взгляд, одна из важнейших причин сегодняшнего кризиса заключается в принятой у нас в свое время и построенной в итоге к 2012 году модели рынка. Как розничного, проблемы которого очевидны и обсуждались бесчисленное количество раз, в том числе и у нас, так и оптового, который еще до недавнего времени считался вполне эффективным и которым было принято гордиться.

О моделях рынка и их вариациях – у нас и за рубежом – сегодняшняя тема нашей публикации.

Как известно, наша модель оптового рынка во-многом была сверстана на основе прототипов из американских рыночных юрисдикций, в частности зоны RTO (Regional Transmission Organization) PJM и Independent System Operator New England (ISO –NE), объединяющих энергосистемы ряда штатов на Северо-Востоке США. Это достаточно большие рынки – PJM по максимальной мощности сравним с Россией в целом, а ISO NE cоставляет примерно 20% российского рынка. Оба американских рынка имеют зонирование по свободному перетоку мощности, узловую модель ценообразования на рынке электроэнергии и отдельные долгосрочные рынки мощности. По сути то, что мы имеем сегодня, в значительной мере копирует эти американские модели в целом, которые в свою очередь считаются и являются на самом деле одними из самых продвинутых в мире, особенно PJM.

Но есть и отличия. И они очень существенны. Прежде всего, это касается степени разрешения модели ценообразования на рынке электроэнергии и в пространстве, и во времени – в американских моделях она на порядок выше. Рынок электроэнергии - то, что мы часто называем спотовым рынком – РСВ-БР - и что в российских условиях не совсем соответствует истине (ведь РСВ – это краткосрочный форвардный рынок, а БР у нас до недавнего времени рассчитывался раз в три часа на основе фактических действий системного оператора по балансированию энергосистемы) в PJM является действительно спотовым рынком в режиме реального времени – цены рассчитываются на нём каждые 5 мин. В Америке этот рынок, кроме того, дополнен рядом вспомогательных параллельных сегментов, в частности, рынком оперативных резервов и рынком финансовых прав на передачу, обеспечивающих прозрачность формирования цен и ликвидность рынка в целом. У нас они отсутствуют как таковые.

Зато у нас есть такие понятия как региональные группы точек поставки, причем цена в них на оптовом рынке формируется искусственно - по средневзвешенным ценам в узлах - и является единой для регионального поставщика, названного у нас гарантирующим. Понятие ГП в нашем российском смысле и институт региональных ГП как основных покупателей на оптовом рынке и тем более основных поставщиков на розничном – это краеугольный камень российской модели. Возник ГП как структура с функцией гарантирования энергоснабжения в переходный период путем выделения из региональных АО-энерго, входивших в РАО ЕЭС России, их сбытовых структур. Еще в РАО ЕЭС будущих ГП наделили статусом субъектов ОРЭМ за счет сетей МРСК - коммерческим учетом оптового рынка по границам региона, особенными правами с точки зрения цены покупки и продажи и запустили на рынок в сентябре 2006 года. Другим сбытам, в том числе и так называемым «ГП второго уровня», всё это пришлось получать и делать самостоятельно и за собственные деньги. Мотив регуляторов рынка был понятен – обеспечить плавный переход от тарифов к рыночным ценам в рамках традиционного регионального регулирования. Именно это потребовало формирования единой цены на оптовом рынке по границам ГТП региона. Но именно это и нарушило всю конструкцию – на рынке с узловой моделью ценообразования, «списанного» с юрисдикций без всяких региональных ГП, единая искусственная цена ГП оказалась чужеродным телом. С этим можно было мириться в рамках переходного периода - при либерализации цен на оптовом рынке с 2007 по 2010 гг. Но и после 100% либерализации ГП и их ГТП остались в неизменном виде, что и предопределило всем известные фундаментальные проблемы нашего розничного рынка, транслируемые в итоге и на оптовый - фактический монополизм ГП в отношении массовых потребителей, неплатежи, войны с сетями, перекрестное субсидирование, некорректные ценовые сигналы и невосприимчивость модели к технологическим инновациям. И никакие изменения в ценообразовании ГП на рознице и их регулировании, какими бы важными и радикальными на первый взгляд они не казались, при сохранении роли ГП на рынке как «основного сбыта» в регионах, а так же зоны ГП с единой ценой, вопреки всякой «физике» проходящей по административным границам, эти проблемы устранить или как-то ослабить их негативизм не в силах. Для сохранения такого положения вещей всегда были и находятся объяснения – они известны. Проблема в том, что пока всё это существует – рынок остается искалеченным и обреченным на стагнацию, которую мы сегодня и наблюдаем.

Но дело не только в этом. Еще одним существенным отличием российской модели от её «прототипов» является наш рынок мощности. Вообще говоря, рынки мощности или более точно – механизмы оплаты мощности - как отдельные сегменты в либерализованных моделях существуют далеко не везде. Но в большинстве американских юрисдикций с узловой моделью ценообразования на рынке электроэнергии, наших прародителей - они есть. Как и у нас, это связано с некоторыми историческими особенностями еще дореформенного регулирования, когда широко применялось двухставочное ценообразование – тарифы в энергосистемах рассчитывались не только на объем потребления, но и на пиковую мощность – готовность энергосистемы к несению максимальных нагрузок. После либерализации рынков электроэнергии в Европе, Америке, причем как в Северной, так и в Южной, а также в Австралии в конце 90х – в начале нулевых, вопрос о целесообразности введения отдельных рынков мощности стал темой как теоретических изысканий специалистов, так и практических дискуссий и экспериментов.

Речь шла, прежде всего, о так называемой проблеме «потерянных денег» - missing money - для инвестиций на одноставочных рынках (рынках только электроэнергии, без мощности). Эта проблема обусловлена естественным стремлением рыночных сил к текущему экономическому

Рис. 1

оптимуму в загрузке генерации, но в ущерб надежности - особенно в долгосрочном плане, что в итоге, по мнению тогдашних апологетов рынков мощности, вело к недоинвестированию. Противники оплаты мощности вне рынков электроэнергии считали, что это искажает саму суть главного принципа рынка – оптимального баланса спроса и предложения при всех условиях, включая пиковые нагрузки, а проблема стимулов для долгосрочных инвестиций должна решаться за счет высоких цен в часы максимальных нагрузок при недостаточности резервов (scarcity prices). Это отдельный и интересный теоретический и практический спор, который более чем актуален в наши дни, прежде всего, в связи развитием технологий smart grid, demand response - с одной стороны и широким распространением нестабильных ВИЭ, требующих резервирования хорошо управляемой маневренной генерацией – с другой.

Как бы то ни было, в Америке рынки мощности как раз в силу упомянутых традиций стали реальностью, в то время как в Европе, Канаде, Австралии пошли по пути применения рынков «только электроэнергии» (energy-only markets) в сочетании с различными механизмами обеспечения резервов. Следуя логике заимствования и собственной традиции двухставочных тарифов мы тоже ввели в 2008 году рынок мощности. Но он также оказался совсем другим по сравнению с американскими. И, к сожалению, не в лучшую сторону.

Помимо глобальных недостатков рынков мощности как способов компенсации постоянных маржинальных затрат, включая расходы на резервирование с заданным уровнем надежности по внерыночно формируемым механизмам спроса и предложения (спрос задается административно системным оператором от имени потребителей, склонным в силу своих основных функций – поддержания бесперебойности электроснабжения - к его завышению), наш «рынок мощности» имеет свои уникальные особенности.

На нашем рынке есть несколько продуктов и несколько цен. Первый и самый худший с точки зрения рыночности продукт – это всем известные договора предоставления мощности - ДПМ, объемы которого в натуральном выражении составляют пятую часть от максимального спроса, а стоимость мощности для потребителей превышает половину. Здесь рынка нет – есть навязанные потребителям централизованно взимаемые платежи за новую генерацию, построенную часто не там, где нужно и не в тех объемах, с ускоренной, примерно в 2 раза от среднерыночных мировых показателей, окупаемостью. При этом, правда не везде, есть фиксированные расчетные эталонные затраты на единицу мощности. С другой стороны, есть штрафы за опоздания вводов мощностей, но их реальное применение, как показывает опыт, является абсолютно арбитражным и ручным процессом, к рынку не имеющим никакого отношения.

Еще одним совсем нерыночным, хотя и необходимым продуктом, являются вынужденные мощности по назначенным высоким тарифам – по теплу (что связано с фундаментальными ошибками в дизайне рынка в части интеграции ТЭЦ с неоправданно низкими в текущих реалиях тарифами на тепло, объем выработки на которых в России уникален в мировом масштабе) и по системной надежности, ответственность за которую целиком и полностью лежит на СО ЕЭС, которого в этом никто, по сути, не контролирует. Справедливости ради надо сказать, что все же, под общественным давлением потребителей и со стороны правительства, объем вынужденных мощностей снижается, хотя и административно, но все равно пока он превышает 7 ГВт на 2020 год, что составляет около 5% от максимального спроса.

И третий продукт – мощности, отобранные на долгосрочном аукционе КОМ, внешне похожем на классические централизованные рынки мощности. В последние два года отбор осуществляется почему-то по единой цене по ценовым зонам рынка при том, что у нас внутри ценовых зон существуют зоны свободного перетока мощности, в которых стоимость мощности с точки зрения спроса на нее имеет разную рыночную ценность. Единая цена также устанавливается административно и не имеет никакого отношения к стоимости входа на рынок новой мощности. Как и не отражает зависимость цены от уровня заданной надежности, прозрачной и понятной для участников рынка. Цена КОМ – не что иное, как плавающий тариф, предназначенный для компенсации условно-постоянных затрат существующей генерации в зависимости от её объемов, заявленных на отбор, установленный для генкомпаний обратным счетом, исходя из представлений регуляторов об их необходимой валовой выручке с учетом прочих доходов – с рынка электроэнергии, от ДПМ и вынужденных. Совершенно непонятно, зачем такой КОМ с прошлого года сделан долгосрочным – на 4 года вперед, – ведь никакую долгосрочную цену для новых инвестиций наш КОМ не определяет.

Рынки мощности в Америке – наши «прототипы» - совсем другие. Там эти рынки – это, прежде всего, площадки для конкуренции между новой и старой генерацией, именно поэтому они и форвардные на несколько лет вперед, и «физические» - цена определяется по зонам свободного перетока мощности, то есть зависит от конкретного спроса в данной местности, что обеспечивает конкуренцию и во времени, и в пространстве. Участие в рынке мощности не является обязательным, но те, кто участвовал и прошел отбор, обязаны затем подавать заявки в РСВ и следовать установившемуся там графику, предварительно участвуя в процедуре unit commitment. Эта процедура похожа на наш ВСВГО, хотя и существенно более рыночная и интегрированная с РСВ–БР. Понятие вынужденных там тоже несколько иное – must run означает, что станция может заявиться в рынок электроэнергии независимо от того, прошла ли она процедуру unit commitment. Но она не обязана следовать графику загрузки по РСВ, однако первой несет повышенные расходы по балансированию системы в реальном времени. Плата за мощность распределяется на конечных потребителей через так называемых load serving entities, статус которых получают все участники рынка, торгующие электроэнергией, независимо от того, делают они это на централизованном рынке или по двусторонним договорам. Проблемы гарантирующих поставщиков как канала сбора платы за мощность с массовых потребителей по особым механизмам «трансляции» нет – стоимость мощности либо прямо, либо косвенно включена в конечные цены и тарифы на конкурентных розничных рынках, что делает «трансляцию» стоимости мощности в российском понимании бессмысленной и в итоге снижает её для конечных потребителей за счет издержек поставщиков.

Надо отметить, что относительная доля стоимости мощности в цене генерации в таких конкурентных условиях существенно ниже, чем наша почти половина оптовой цены.

Рис.2

В последние годы в связи с развитием и проникновением на рынок нестабильных ВИЭ, рынки мощности с точки зрения своей нужности в качестве инструментов хеджирования долгосрочных рисков обеспечения достаточности новой генерации испытывают разнонаправленные тенденции. С одной стороны нестабильная, субсидируемая вне рынка возобновляемая генерация (в основном ветровые и солнечные установки) с почти нулевыми опексами нуждается в резервировании диспетчируемыми мощностями, работающими при этом с относительно низкими и всё уменьшающимися КИУМ, а значит, плата за готовность является необходимым инструментом для поддержания жизнеспособности диспетчируемой генерации. С другой – те же факторы создают всё большую неопределенность, особенно для больших станций с высокими капексами, и востребованными становятся маневренные блоки пиковой генерации, затраты на строительство которой относительно низки. Но такие станции могут обходиться и без рынка мощности. Тем более, если хорошо скроенная модель одноставочного рынка электроэнергии позволяет поддерживать высокие цены в период максимальных нагрузок и недостаточности резервов.

В Америке однотоварные рынки электроэнергии в либерализованных юрисдикциях не получили широкого распространения – почти везде есть рынки мощности, за исключением зоны ERCOT в Техасе и CAISO в Калифорнии. Причина - спрос на электроэнергию в период либерализации в конце 90х был совершенно неэластичен по цене (как, впрочем, и предложение) и высокие маржинальные цены генерации, либо вероятность перерывов в электроснабжении при недостаточности резервов в пиковые периоды были политически неприемлемы. Именно это обстоятельство было одним из важнейших аргументов в пользу введения рынков мощности в постреформенных моделях рынков – сглаживание неприемлемых ценовых пиков (предотвращение перерывов) в периоды максимальных нагрузок. Как известно, там, где рынки мощности не были введены - в Европе, Канаде, американских юрисдикциях ERCOT и CAISO, Австралии - системные операторы применяли и применяют для сглаживания пиков специальные административные режимы обеспечения резервов мощности, так или иначе создавая, по сути, рынок резервов мощности в рамках одноставочного рынка электроэнергии.

Рис.3

Но времена меняются – и развитие технологий IT и smart grid уже сегодня позволяют сделать рынки электроэнергии гораздо более эластичными к цене. Внутридневные заявки близкие к реальному времени балансирования системы (Intraday market) в Nord Pool и в континентальной Европе, 30-минутные заявки в Британии, фактически real time market в ERCOT, широкое внедрение и развитие технологий Demand Response – все это аргументы в пользу жизнеспособности одноставочного рынка. Недавние исследования на эту тему, изложенные в работе М. Хогана (Michael Hogan) Hitting the mark on missing money, показывают, что в современных условиях цены на рынках электроэнергии, несмотря на волатильность

Рис. 4

и очень высокие значения в стрессовые часы в период максимальных нагрузок при условии корректного ценообразования, обеспечивающего рентабельность пиковой генерации, в среднем ниже в сопоставимых условиях, чем цены в юрисдикциях с отдельными централизованными рынками мощности.

Рис. 5

Опыт Великобритании, два года назад вновь вернувшейся к отдельному долгосрочному централизованному рынку мощности на фоне роста доли нестабильных ВИЭ в балансе, вывода старых угольных мощностей и крайне низкой резервной маржи, показывает, что этот рынок пока не работает нормально. Цена складывается крайне низкой, и вместо него, по сути, работает годовой рынок резервов SBR (supplementary balance reserve) для балансирования системы в период максимумов, организованный системным оператором и закупающим мощность по отдельной цене, гораздо более высокой по сравнению со складывающейся на централизованных аукционах. Еще одним решением, которое сегодня предложено в качестве спасительной меры, является дополнительный уточняющий аукцион в рамках рынка мощности с более короткими сроками поставки. Выходом из сложившейся ситуации, по мнению аналитиков, является стимулирование регулятором увеличения газовых пиковых мощностей с низкими капексами и относительно высокими опексами.

О чем это говорит? О том, что мир изменился, и старые представления о надежности и способах ее обеспечения и продажи на рынке за счет строительства новых, достаточно крупных станций, но с высоким кпд и относительно низкими маржинальными операционными затратами, уже не отражают реалии на развитых электроэнергетических рынках

Изменения, конечно, обусловлены новыми технологиями, которые, в свою очередь, развиваются из-за фактически принудительного широкомасштабного внедрения в электроэнергетику ВИЭ, а также когенерации, как способов обеспечения так называемого устойчивого развития отрасли, не нарушающего экологический баланс. ВИЭ в широком смысле меняют не только технологии производства и распределения энергии, но и способы организации, то есть дизайн рынков, методы управления ими. Поэтому сегодня, когда мы говорим, что нам нужна та или иная модель рынка, мы не должны забывать, что эта модель должна быть современной, гибкой, способной к быстрой адаптации к новым технологиям, в том числе и с точки зрения обеспечения масштабной интеграции ВИЭ в энергосистемы. Сегодня спор о том, что лучше – отдельные механизмы оплаты мощности вне рынка электроэнергии или же одноставочный рынок электроэнергии со встроенными механизмами поддержания надежности по наименьшей цене – переместился в плоскость решения вопроса, какой из этих двух подходов сможет лучше обеспечить развитие отрасли в рамках технологического прогресса для обеспечения устойчивого развития. И, на наш взгляд, одноставочный рынок побеждает.

Совершенно очевидно, что проблема «потерянных денег» для инвестиций в надежность, если только она не связана с банальным переизбытком генерации, гораздо точнее решается при краткосрочном планировании необходимых резервных мощностей на несколько часов или дней вперед, или даже на год (как, скажем, в «опционах надежности», когда часть генерации получает премию за надежность на одноставочном рынке, которая «возвращается» ею на рынок в случае превышения запланированной цены - strike price),

Рис. 6

чем на несколько лет вперед. И уж тем более, чем в таких механизмах, как наш ДПМ. В этом смысле наш однолетний КОМ, да еще и с разной ценой по физическим зонам свободного перетока был гораздо точнее и полезнее для рынка, чем сегодняшняя конструкция, принятая в прошлом году, никак не решающая проблему долгосрочных инвестиций в генерацию, но точно снижающая точность планирования надежности.

Рынок мощности устроен таким образом, что поставляет разные продукты по одной маржинальной цене – и гибкие ГТУ, и эффективные ПГУ, маневренные ГЭС и гораздо менее маневренные ТЭЦ с паровыми турбинами, не говоря уже о базовых АЭС – все они получают одну и ту же цену за мощность на годы вперед. Но на современном рынке ценится маневренность (flexibility), причем это может быть и генерация, и потребление – они должна быстро и часто замещать нестабильные ВИЭ, работающие как раз в переменной части графика нагрузки.

Рис. 7

АЭС и базовые многолетние ГЭС, как и угольные ТЭС, если для них все еще есть место в графике потребления, будут загружены в любом случае – им, по сути, не нужна плата за мощность. А вот маневренным диспетчируемым станциям нужна, и их мощность как готовность к выдаче и балансированию системы стоит гораздо дороже. Но рынок мощности этого не «видит», распределяя деньги потребителей по принципу «всем сестрам по серьгам». Одноставочный же рынок как раз «видит» надежность с точки зрения маневренности, поскольку только пиковые станции могут замыкать кривую спроса и предложения на споте или РСВ в периоды максимальных нагрузок. Да, это ведет к волатильности и к высоким ценам в отдельные краткосрочные периоды. Но именно это и стимулирует настоящий, а не имитационно- искусственный, как у нас, Demand Response, технологии smart grid, энергосбережение, энергоэффективность, накопители, развитие сетей не по надуманным прожектам и высосанным из пальца инвестпрограммам, а по реальным рыночным сценариям. Все то, что называется прогрессом и с точки зрения организации рынка, и с точки зрения технологий.

Европейская модель существенно отличается от американских и нашей прежде всего ценообразованием - в Европе принята зонная система, когда цена устанавливается в целом по рынку, а потом учитываются ограничения в перетоках мощности по магистральным сетям. Система гораздо проще узловой, но предполагает наличие сильных электрических связей внутри зон, которые в реальности есть не всегда. Соответственно, ценовое разрешение в пространственном измерении в Европе гораздо ниже, и это тоже один из факторов искажения фактических ценовых сигналов необходимых для эффективной работы одноставочного рынка. Поэтому в качестве меры по повышению качества его работы европейские страны закладывают большие средства в развитие сетевого комплекса, причем значительная часть этих инвестиций идет как раз в расшивку узких мест в пропускной способности сетей, с тем, чтобы рынок был более прозрачным и «физичным». В то же время зонная система ценообразования дает широчайший простор для конкуренции на рознице, ведь цена на оптовом рынке одинакова для всех и при этом не требует дорогого учета для отдельных потребителей. Не в последнюю очередь поэтому потребители рынка Норд пул в Скандинавии, как и рынков в Германии и большинстве европейских стран с осторожным подозрением относятся к планам введения параллельных механизмов оплаты мощности в отдельных странах континента, справедливо полагая, что это приведет в итоге к снижению конкуренции и росту ценовой нагрузки, по крайней мере в долгосрочной перспективе.

Все эти споры, какими увлекательными бы они ни казались, к сожалению, к нашей действительности имеют очень небольшое отношение. Мы пока в этом смысле даже не на обочине мэйнстрима в электроэнергетике, а на параллельной проселочной дороге, отставая все дальше и дальше от основных участников, с которыми еще десять лет назад шли почти вровень. Мы уже скоро 6 лет как не можем не то что решить, а даже подступиться к решению проблемы полного отсутствия конкуренции на рознице. Года три прошло как мы решаем проблему переизбытка мощности на оптовом рынке, и те варианты, которые мы в итоге реализовали в этой части в прошлом году, проблему не только не решили, но и загнали ее еще глубже – сделали рынок мощности еще бессмысленнее, о чем и свидетельствует позиция Т-плюс. Поэтому стагнация (хотя бы не возврат к монополии) – это все, на что мы можем надеяться до тех пор, пока мы не начнем все менять и всерьез. Нам кажется, уже пора. А вам?