Рынки мощности – зачем? А есть ли рынок мощности в России?

Часто приходится слышать, что ДПМ – это вынужденная мера: рынок мощности, как и электроэнергии, у нас хотя и создан, и даже похож на лучшие мировые образцы и вполне работоспособен, но тем не менее в российских условиях не в состоянии решать инвестиционные задачи. Поэтому у чиновников и прочих ответственных лиц не остается выбора – приходится вмешиваться и заниматься ими в ручном режиме, максимально используя при этом хотя бы конкурентные процедуры. Так ли это? Есть ли у нас настоящий рынок мощности в действительности? И вообще – что это такое? Откуда он взялся и каковы его функции?

В одноставочной модели, где генераторы имеют доходы только с рынка собственно электроэнергии, т.е. от продажи кВтч – объемов, чистые доходы с каждого МВт рабочей мощности тем больше, чем меньше резервных мощностей в системе. Понятно, что 100 МВт установленной мощности при 5% резервной марже выработают и поставят на рынок за 1 час 95 МВтч «полезной» электроэнергии, а при 20% марже – только 80 МВтч.

Рис. 9а

При этом при пиковом потреблении, в момент когда резерв нужен системе и цена на каждый МВт ч должна вырасти настолько, чтобы покрыть издержки на его содержание, а также обеспечить доходность генерации для покрытия не только опексов (как переменных, так и постоянных), но и капексов (затраченных на создание необходимого объема мощности), стоимость электроэнергии искусственно ограничивается из социально-политических соображений. Генераторы недополучают с рынка деньги и не покрывают все свои расходы: как правило, особенно денег не хватает на то, чтобы вернуть с прибылью инвестиции в новые мощности или же глубокую модернизацию.

Рис. 9б (Ист. W. Hogan, Harvard University, Cambridge, Massachusetts)

Это явление в теории рынков называется missing money – недостаточность средств для возврата инвестиций с доходностью у генерации, что ведет к её старению и в конечном итоге к снижению надежности в системе. Решений два – либо увеличивать цены в периоды недостатка мощности в системе до необходимых, иногда очень высоких значений, исходя из альтернативной стоимости ущерба от сброса нагрузки; либо вводить специальные рынки долгосрочных системных резервов и рынки мощности как их разновидность. Расчеты, сделанные в США в середине нулевых, показали, что для того, чтобы построить в регионе PJM электростанцию с газовой турбиной, нужны средства, соответствующие доходам с рынка мощности в $65,000 за МВт в год (примерно 300 тыс. рублей за МВт в мес. по нынешнему курсу). Цены на электроэнергию на одноставочном рынке должны при этом держаться на уровне 1000$ за МВтч в течение примерно 65 часов в год. В то же время при таком решении у владельцев генерации (и более широко – ресурсов) всё ещё остаются ценовые риски, связанные с прогнозом спроса на несколько лет вперед и фактической ценой пиковой мощности. С учетом роста в последние годы в энергосистемах доли ВИЭ, не отличающихся стабильностью выработки, что создает волатильность не только со стороны спроса, но уже и со стороны генерации, всё большее распространение получает второе решение – вводятся отдельные механизмы оплаты мощности. В США в большинстве либерализованных юрисдикций рынки мощности применяются с самого начала. В Европе, где в предвкушении роста доходов от либерализации рынков во многих странах активно строились новые мощности (преимущественно эффективные ПГУ), что обеспечило избыток генерации и сняло проблему масштабных инвестиций в среднесрочной перспективе – картина в этом отношении более пестрая, но пока, в основном, применяются одноставочные модели с вариациями. Хотя в последние годы тенденция введения дополнительных механизмов оплаты мощности набирает силу.

Надо отметить и то, что в Европе модели рынков изначально менее централизованные. Там спотовые площадки аналогичные нашему АТС не являются доминирующими и обязательными для участия, широко распространены двусторонние договоры, хеджирующие финансовые инструменты и так называемая самодиспетчеризация, когда системный оператор лишь балансирует рынок, а не управляет спросом и предложением централизованно, как это происходит в юрисдикциях США и России. При таком дизайне рынка одноставочная модель оказывается более «живучей».

Рис. 10

Выраженные рынки мощности, хотя и сильно различающиеся друг от друга, введены относительно недавно в Великобритании, Франции и Италии. В других странах – вариации рынков резервов, что очень близко к одноставочным рынкам. Также в ряде стран есть т.н. «доплаты за мощность», что очень близко к тому, что имеется у нас.

У нас часто говорят, что сегодняшняя модель КОМ, на котором применяется наклонная кривая спроса, якобы во многом похожа на применяемую в одной из устоявшихся и передовых рыночных юрисдикций – английской (в её последней версии) – прежде всего, как раз из-за «наклонного спроса». На наш взгляд, это не совсем так или совсем не так, в том числе и в части кривой спроса. Тем не менее, рассмотрим российскую модель в сравнении именно с английской моделью аукционов мощности.

Изначально наша модель имела «вертикальный спрос», но при этом у нас внутрь КОМ интегрировано предложение нерыночных механизмов – ДПМ и им подобных, для которых цена аукциона не имеет значения: у них свои цены, рассчитанные и предустановленные вне этого аукциона. Т.е. это своего рода заход на рынок с "задней двери" или "по блату" - вне очереди и конкуренции, что многим из нас всё ещё так близко и привычно ментально.

Рис. 11

В 2015 году, когда стало очевидным по ряду причин, что созданный рынок мощности не работает должным образом, у нас придумали новую кривую спроса – наклонную по точкам 1 и 2, цены в которых устанавливает Правительство РФ. При этом сам отбор стали проводить в целом по Ценовым зонам, а не по зонам свободного перетока мощности (ЗСП), как ранее. Это делалось для увеличения конкуренции, поскольку в ЗСП, как правило, назначались прайс-кэпы из-за высокой концентрации активов. Но такой подход разрушил важный рыночный элемент отбора в узловой ценовой модели – локализацию ценовых сигналов, ведь в условиях сетевых ограничений между ЗСП важна не только величина мощности, но и её пространственное расположение.

Социализировали по Ценовым зонам и распределение оплаты за мощность – теперь, за исключением вынужденных генераторов "по электрике" и "теплу", платежи за мощность распределяются в целом по всей зоне, а не по зонам свободного перетока мощности, что, вообще говоря, подрывает саму суть связки рынка мощности и рынка электроэнергии, цены на котором считают по узлам системы с учетом сетевых ограничений, которые и формируют ЗСП.

Кроме того, отборы сделали долгосрочными. Однако в чём смысл долгосрочности нужной для обеспечения сроков для вводов новой мощности, модернизации или выводов старой, при том, что цены мощности на «старую» и «новую» генерацию у нас по-прежнему были разными – кроме общих рассуждений о пользе определенности на годы вперед, так и осталось неясным.

Рис. 12

А вот это британский аукцион:

Рис. 13

Мы видим, что кривая спроса в Британии имеет верхний прайс-кэп –полную цену эталонной новой ценоформирующей станции (как правило, ССGT). Далее она, начиная с минимального спроса, идет крутым падением вниз и завершается на максимальном спросе, пересекая целевой. При этом цена падает до нуля. Точка перегиба кривой соответствует значению NET CONE – чистой стоимости входа на рынок новой станции, то есть минимальной величине дохода с рынка мощности при предположении, что с других сегментов рынка новая станция будет получать обычные для рынка доходы. Есть еще значение price taker - ценопринимания, смысл которого в том, чтобы станции с заведомо низкой ценой мощности (а это, как правило, старые амортизированные станции различных технологий) не могли формировать цену аукциона и таким образом вытеснять новые станции в режиме "стоимость входа – минус".

Кривая предложения начинается с высокомаржинальных станций, хорошо зарабатывающих на рынке электроэнергии – т.е. станций с низкими операционными затратами. Все объекты генерации, имеющие ту или иную внерыночную поддержку, например ВИЭ или станции, строящиеся по иным регулируемым механизмам с предустановленными ценами, обеспечивающими доходность, в т.ч. по так называемым контрактам на разницу CfD, как, например, атомный проект Hinkley Point C, не имеют права участия в аукционе мощности. Значительное число ресурсов, в первую очередь, старые АЭС, высокоэффективные блоки ПГУ, а также интерконнекторы, подают на аукционе нулевые заявки – им не нужна плата за мощность: у них для нормальной экономической жизни достаточно доходов с рынков электроэнергии и оперативных резервов, для оплаты как переменных, так и постоянных текущих расходов, а также в значительной степени и модернизационных мероприятий. По мере приближения к целевому спросу предложение начинает расти в цене – заявляются всё менее эффективные объекты, а также пиковые мощности с низкими капексами и высокими опексами. Затем идут новые мощности, demand response и т.д. В точке пересечения спроса и предложения формируется единая цена. При этом новые станции могут получать эту цену в течение 15 лет, что дает им «уверенность в завтрашнем дне» (о чём так беспокоится наше Минэнерго), а проекты глубокой реконструкции и модернизации – 3 года, что также дает им стабильный денежный поток. Но, важно: цена единая и для новых, и модернизируемых в рынке, и для старых станций. Тем самым обеспечивается основное назначение рынка мощности – инвестиционные сигналы в конкуренции между старым и новым. Это общая модель английского аукциона мощности от компании Timera Energy.

А вот это реальный аукцион по поставке мощности на 2019-2020 год, правда, тоже его упрощенный вариант от Timera Energy.

Рис. 14

Клиринговая цена этого аукциона сложилась на уровне 18 € за кВт в год, что соответствовало в конце 2015 года около 160 тыс. рублей за МВт в мес. (в России тогда цена была около 112 тыс. рублей за МВт в мес. по первой ЦЗ). При этом очищенная от прочих доходов цена входа на рынок для расчетной новой станции CCGT – парогазового цикла составляла 49 € за кВт в год, что составляло около 435 тыс. рублей за МВт в мес. Как видим, не только у нас низкие цены на мощность для строительства и модернизации по результатам конкурентных или псевдоконкурентных отборов. Разница в том, что в Британии у новых или модернизируемых станций и блоков нет «черного хода» в виде ДПМ или подобных механизмов. Но не только.

Еще одна и большая разница российской модели и настоящих рынков мощности заключается в том, что наклон кривой спроса задается не просто так, исходя из неведомых 12% диапазона спроса на мощность на аукционе, а параметрами балансовой надежности. В английской модели это не очень ярко выражено – отклонения верхней и нижней точек кривой от целевого спроса в почти 45 ГВт составляет всего +/- 1,5 ГВт, то есть изменение спроса от минимального по максимальной цене до максимального по нулевой цене составляет всего 3 ГВт или около 7 % – кривая спроса довольно круто падает вниз (у нас между точками один и два изменение составляет 12%, в минимальный спрос при этом уже закладывается завышенная резервная маржа (см. выше), которая при росте спроса растет еще больше, и на максимуме спроса цена далеко не нулевая, а минимальная для обеспечения НВВ по текущим расходам самых низкорентабельных станций). Более четко эффект наклона кривой выражен не в Англии, а в Новой Англии – в США, где с 2014 года как раз применяется кривая с существенным наклоном. Но угол её наклона задается не какими-то неведомыми, непонятно как рассчитанными процентами, а вероятностным показателем надежности – LOLE - Loss of load expectation, характеризующим балансовую надежность – адекватность объема генерации нести нагрузку с заданной надежностью, изменяющейся в зависимости от цены мощности.

Рис. 15

В верхней точке кривой спроса при минимальной мощности в системе надежность наименьшая: вероятность отключения нагрузки – одно событие в 5 лет. В средней точке, когда объем мощности в системе соответствует целевому значению надежности – одно событие отключения в десять лет. При этом цена мощности чуть превышает стоимость входа на рынок для новых станций. И, наконец, при нулевой цене мощности – когда она уже не нужна системе – вероятность отключения составляет раз в 100 лет, то есть почти невероятное событие. В 2017 году кривая спроса в Новой Англии снова была немного изменена с тем, чтобы точнее формировать цены на мощность для обеспечения балансовой надежности с учетом размещения необходимых ресурсов по конкретным зонам свободного перетока (эффект MRI – marginal reliability impact).

Рис. 15а

Аналогичным образом выстроена кривая спроса и в PJM:

Рис. 16

Важно и то, что отражают цены на мощность в точках кривых спроса. У нас они устанавливаются Правительством РФ и рассчитываются неким скрытым от рынка образом, похоже, отражая НВВ станций исходя из прогнозов их выручки на РСВ. В конкурентных рынках тоже исходят из прогнозов выручки на других рынках – прежде всего, рынке собственно электроэнергии, а также резервов, но цены отражают конкретные расчетные значения стоимости мощности для входа на рынок или их производные. Задаются они независимыми регуляторами или правительствами, но после гласной и понятной дискуссии с участниками рынка.

Часто говорят, что такие принципы построения аукционов мощности у нас неприменимы из-за высокой стоимости капитала и, как следствие, высокой стоимости входа на рынок для новых станций, что лишает аукционы смысла и делает их рискованным способом обеспечения балансовой надежности. Действительно: либо старые станции будут всегда подавать достаточно низкие заявки и бесконечно продлевать свой ресурс, не давая возможности новым и модернизированным станциям получать достаточную цену; либо, если владельцы генерации начнут выводить старые станции, создавая дефицит, а цена сложится по уровню новых станций при росте потребления, то это станет непомерной нагрузкой для потребителей из-за чрезмерно высоких цен на новые мощности с учетом дорогих денег. Возможны «качели» на отборах и, соответственно, высокая волатильность цен и неопределенность, что плохо для инвестиций. Поэтому, дескать, и нужны разные цены для старых и новых мощностей. Опасения имеют под собой определенные основания, и здесь действительно нужна тонкая настройка, как и в подходах к расчетам балансовой надежности, которые тоже критикуют, но пока в итоге мы имеем то, что имеем – рынок у нас не работает в части конкурентных инвестиций совсем. Конкуренция у нас возможна только в опексах – на РСВ в топливной составляющей и частично на КОМ внутри ценового коридора, где постоянные опексы компенсируются через назначенные Правительством цены и наклоны, не отражающие ничего, кроме доплат до ранее рассчитанных средних НВВ. Именно в этой логике и сформулированы предложения Минэнерго по модернизации – министр Александр Новак так и заявил в итоговом за 2017 год интервью Ъ: мы посмотрели рыночный вариант, он дорогой, поэтому будем делать как всегда – в ручном режиме.

Отвечая на эти опасения, вспомним основы.

Рис. 17

Важно – платежи с рынка мощности не должны полностью покрывать постоянные затраты, часть этих затрат должна компенсироваться в рынке электроэнергии и других рынках – рынках резервов в первую очередь.

Без признания того, что рынок электроэнергии, цены на котором, зависящие от живого спроса (не опосредованного – через регуляторов и сконструированного ими для решения проблемы missing money и создания большей определённости в инвестиционном процессе), должны компенсировать, наряду с переменными затратами и часть постоянных, а также приносить прибыль владельцам эффективных активов, устранить проблему «дорогой мощности» для новых станций и «дополнительной нагрузки» на потребителей «в рынке» сложно. Она, правда, все равно в итоге становится «дополнительной нагрузкой» для потребителей, а наша мощность - самой дорогой в мире, но уже не в рынке, а усилиями ручного управления экономическими процессами, прежде всего, за счёт искусственного сдерживания как цен на топливо – прежде всего на газ, - так и цен на РСВ.

То, что предлагает Минэнерго и некоторые, как правило, не очень эффективные генераторы находится именно в этом русле – сделать плату за мощность всех видов и мастей основным товаром на рынке, а плату за электроэнергию (которая, собственно, и зависит от непосредственного спроса, пока в основном выраженного через объем, но с развитием технологий – и через цену, посредством ухода с пиков за счет собственных распределенных источников: генерации, снижения потребления или применения накопителей – то, что называется Demand Response в общем случае) сделать абсолютно второстепенной, вспомогательной, используемой исключительно для компенсации переменных операционных расходов, то есть затрат на топливо.

Если предложенная программа Минэнерго по модернизации будет принята, мы получим дальнейший рост стоимости мощности – по существу фиксированных платежей (по крайней мере для массовых потребителей), демотивирующих и дестимулирующих экономику в целом к реагированию на предложение по стоимости энергии посредством ценозависимого спроса. А значит, все эти разговоры об энергосбережении, о развитии цифровых технологий управления спросом – smart-гриды, demand респонсы, накопители, активные энергокомплексы, распределенная энергетика, агрегаторы, проекты EnergyNеt и т.д. – все это так и останется на уровне разговоров и каких-то пилотов, не имеющих в нашем экономическом пространстве реального будущего. "Бегство из сети" – grid defection – крупных потребителей, могущих позволить себе или собственную генерацию, или уход с пиков потребления мощности за счет пока дорогих для массовых потребителей решений, нагрузка на которых будет увеличиваться по мере роста возможностей для "бегства", приведет к серьезнейшнему кризису в электроэнергетике страны и уже в весьма недалекой перспективе.

Мы уже не раз говорили об этом, но повторим ещё. Ниже приведена информация из исследования Vygon Consulting по выручке ТЭС на рынках электроэнергии и мощности.

Рис. 18

Хорошо видно, что в общей стоимости электроэнергии доля конкурентной рыночной составляющей – а это и есть РСВ ТЭС и при этом в очень небольшом объеме, поскольку реально цены формируют менее 10% участвующих в РСВ станций из-за чрезвычайно расширенного применения ценопринимания – составляет сегодня уже менее 50% и продолжит падать при сценарии ДПМ-модернизации. С учетом тарифа на передачу и прочих регулируемых платежей доля относительно рыночной составляющей составляет уже около 25% в конечной цене и с тенденцией к дальнейшему снижению. Зачем нужны на таком рынке инновации и альтернативы, если в любом случае потребители будут платить фиксированные платежи на многие годы вперед, независимо от того, нужна им такая электроэнергия или нет?

Есть и еще один аспект – подход к организации рынка Минэнерго, когда конкуренция генераторов сводится к небольшому сегменту рынка компенсации переменных затрат на топливо, а постоянные опексы и тем более капексы вынесены в отдельные механизмы нерыночного свойства, делает конкуренцию разных технологий в целом бессмысленной.

По существу, предложения Минэнерго – это консервация нерыночных методов регулирования, не позволяющих прорастать и развиваться новому и эффективному, и одновременное навязывание экономике страны старых, но «проверенных» технологий на десятилетия вперед в современном быстро меняющемся мире. Это аналогично лозунгу, актуальному лет 20-25 назад: а давайте в качестве основы автопарка страны сохраним на десятилетия вперед наши, пусть не очень ладные и эффективные, но понятные и в общем-то надежные (как нам тогда казалось) Лады и Волги, а для этого введем налог на всех владельцев автотранспорта независимо от марок и брендов. Более широко – в рыночной в целом экономике наши ведомства пытаются решать инвестиционные задачи абсолютно советскими нерыночными методами. В этом и заключается основное противоречие и источник проблем.

За чей счет банкет?

Возвращаясь к вопросу "Каковы же должны быть источники финансирования модернизации отрасли?", отвечаем – за всё всегда платят потребители, вопрос лишь как: покупая в том объеме, виде и качестве, которые им нужны и по устраивающей их цене, имеющей пространственную и временную дифференциацию, или же по цене, назначенной чиновниками, которые «лучше знают». О том, как они «знают», можно судить по результатам ДПМ – в частности, по балансу спроса и предложения, выраженному сегодня в лишних 40-50 ГВт мощностей, по загрузке новых станций, которая, как известно, далека от идеала.

Рис. 19

При этом их «знания» в итоге превращаются в проблемы потребителей и экономики в целом, поскольку в такой модели изначально все риски возложены именно на последних. Проблемы, возникающие в экономике, в том числе несбалансированность платежей за энергию и доходов, опять решаются в том же ручном режиме – например, выводом тех или иных регионов из рынка вовсе.

Мы не настолько богаты, чтобы содержать устаревшие мощности еще 25 лет. Что нужно делать? Отвечая на опасения, связанные с высокой стоимостью новых и модернизируемых станций в конкурентных рыночных отборах, надо сказать, что, конечно, нельзя просто поднять цену КОМ, как это трактует Минэнерго, оставив при этом всю модель рынка прежней. Как и нельзя просто отказаться от ДПМ и оставить все остальное нетронутым. ДПМ и аналогичные механизмы появились не просто так – это своего рода нерыночные суррогаты для компенсации изъянов недоделанного до конца устойчивого самодостаточного рынка. Именно поэтому нужны комплексные изменения и на рынке мощности, и в модели РСВ, и в резервах, и на рознице, и в регулировании сетей. Это взаимосвязанные вещи.

Если говорить более конкретно, в контексте модернизации, то, например, КОМ нужно снова сделать дифференцированным по ЗСП, а возможно, и по узлам. При массовом выводе старых мощностей и росте потребления к середине 20х годов, о чём так беспокоится Минэнерго, скорее всего, понадобятся обязательные дополнительные корректировочные аукционы для обеспечения краткосрочной – годовой балансовой надежности, привлекая для этого старые станции, не прошедшие отбор и запланированные к выводу, но все еще работающие. Так это работает в той же Британии, где есть два аукциона – один на полный объем на 4 года вперед, и второй, корректировочный, на небольшой объем для обеспечения заданной балансовой надежности.

В этой связи абсолютно нелогичным выглядит предложение Минэнерго «в пакете» модернизации об увеличении сроков поставки мощности на КОМ с 4 до 6 лет, якобы для увеличения сроков планирования и большей уверенности для инвесторов. Понятно, чем это обусловлено: Минэнерго хочет стабильности и уверенности - для себя в первую очередь, - в том, что генераторы не будут выводить старые мощности на горизонте 6 лет, и соответственно, никакого дефицита не случится. Но в быстро меняющейся экономике нужны ровно обратные действия – сроки даже в 4 года представляются достаточно длинными в условиях ускоряющейся технологической трансформации. Кроме того, есть аксиома в рыночной экономике: чем короче срок, тем точнее прогноз. И наоборот. Не выдерживают критики и аргументы некоторых противников ДПМ-модернизации, считающих, что увеличение сроков отборов будет полезным, поскольку, мол, развеет гипотезу Минэнерго об угрозе дефицита к середине 20х годов. Не развеет. Критерии Минэнерго для запуска модернизации «отвязаны» по факту от наличия или отсутствия дефицита, а величину спроса и резерва на 6 лет вперед они сформируют такую, что дефицит обязательно проявится.

В рынке нужны совершенно другие подходы и инструменты – гибкие, самодостаточные и адаптивные. Возможны временные, но при этом рыночно ориентированные на перспективу решения. Например, временные аукционы КОМ с отдельной ценой выше заданного price cap для новых станций и глубоко модернизируемых, и c price cap для старых, при превышении которого они подлежат выводу. Это позволит обеспечить плавность перехода к настоящему конкурентному рынку мощности как площадке для конкуренции нового и старого.

Вообще говоря, рынок мощности исключительно для старых станций, а именно такой «рынок» у нас сегодня со всеми указанными допущениями и есть на самом деле – это функция обеспечения балансовой надежности в периоды пиковой нагрузки в обозримом будущем – на год-два и не более того, то есть по существу это рынок краткосрочных и среднесрочных резервов. Как вариант, на переходном этапе от избытка к потенциальному дефициту в системе (а именно в этом главное обоснование нерыночных решений по модернизации и увеличению сроков поставки мощности в КОМ с одновременным административным ростом цены) можно рассматривать и так называемые опционы надежности на год или два вперёд.

Рис. 20

Базовые станции, такие как АЭС и большие ТЭС и ГЭС с многолетним и сезонным регулированием в любом случае работают и поставляют мощность в энергосистему в виде готовности к выдаче электроэнергии. А вот пиковые мощности нужны «по требованию» для обеспечения балансовой надежности, и именно их в основном «контрактует» системный оператор, давая премию для обеспечения надежности. В случае превышения заданной одноставочной цены на рынке на РСВ, в том числе по причине неготовности к выдаче электроэнергии, законтрактованные генераторы «возвращают» рынку премию, а в некоторых случаях оплачивают серьезные штрафы. В то же время 2-3 летние форвардные модернизационные проекты вместе с новыми мощностями могут быть вынесены в отдельный дополнительный аукцион разных технологий и компаний в одних и тех же ЗСП (независимо от "домашней" территории присутствия), который в итоге "конвергирует" с опционами надежности, так же как и проекты ДПМ по завершении платежей должны перейти на КОМ.

То, что работает у нас сегодня в КОМ – это «доплаты за мощность» до НВВ ТЭС. Чтобы они могли работать в рамках заданных расчетных тарифов, но при этом не могли развиваться и инвестировать. Аналогичные решения применялись и применяются в ряде юрисдикций Европы, например, Испании и Португалии, Греции – странах, которые назвать передовыми с точки зрения развития рынка электроэнергии трудно. Но там это не называется рынком мощности – это в лучшем случае механизмы оплаты постоянных операционных затрат станций, которые не решают проблему missing money для инвестиций. И конечно, при таком подходе, для развития и инвестиций ищутся и находятся другие механизмы, нерыночные по своей природе.

В рыночном контексте модернизация, что бы под ней ни подразумевалось (что является отдельным и серьезным вопросом, в том числе с точки зрения индивидуальности каждого объекта), должна иметь цель и причину. Само слово предполагает и означает улучшение, повышение эффективности. То есть настоящая модернизация имеет экономическое содержание. Растёт эффективность – снижаются опексы. Инвестиции в модернизацию – капексы - дают на выходе экономический эффект для генерации за счет снижения опексов, с помощью которого и окупаются «модернизационные» расходы. Соответственно, риски должны быть у тех, кто получает потенциальные бенефиты. Об этом говорил и Владимир Путин. Если экономического эффекта в результате модернизации нет, то вложения бессмысленны. Но в предложении Минэнерго всё ровно наоборот – там про эффекты рынка ничего нет, зато есть про исчерпанный ресурс и востребованность – то есть про старость как таковую. В чем смысл такой модернизации кроме продления назначенного ресурса, и почему за эти мероприятия на безальтернативной основе должны платить потребители, а не владельцы генерации, которые продолжат получать денежный поток вне зависимости от собственной эффективности – в рынке совсем не ясно.

Источником средств на модернизацию, те самые 1,5 трлн. рублей (которые в последние дни превращаются во все большие суммы по мере появления всё новых «претендентов на наследство»), в концепции Минэнерго является разница между прогнозными темпами роста цены на электроэнергию без модернизации, со снижением по мере завершения платежей по первой программе ДПМ, и «ростом по инфляции», который рассчитывается с 2021 года – момента, когда платежи потребителей по ДПМ и иным механизмам надбавки достигают максимальной точки. Зам. министра Вячеслав Кравченко обосновал такой подход в интервью Ъ тем, что эту "высокую" цену 2021 года мы знаем, (очевидно превосходящую текущую инфляцию и выше роста цен "по инфляции" с 2018 к 2021 году) и не надо, мол, обманывать себя – от неё и надо считать. По существу, мы начинаем отсчет от цены рынка заведомо выше текущей цены по реальной инфляции, а потом уже рассчитываем рост "по инфляции", таким образом сразу же выходя за ограничения, сформулированные в поручении президента В.В. Путина – рост в пределах инфляции с момента запуска программы, т.е., как это продвигает Минэнерго, с 2018 года.

Рис. 21.

И это не все. Как видно из рис. 21, "текущая" прогнозная цена во-первых, не включает ряд условий, которые несомненно приведут к её повышению и, соответственно снизит "дельту", а во-вторых, не учитывает того обстоятельства, что она вряд ли отражает реальность, поскольку не берет в расчет реальную инфляцию издержек. Приведенные на графике рис. 21 расчетные цены на целых 18 лет вперед (!!!) выражены в рублях соответствующего года. Понятно, что за 2750 рублей за проданный МВт ч, скажем 2031 года, электростанция сможет окупить гораздо меньше издержек, чем за 2600 рублей 2023 года при том, что цена вырастет, согласно расчетам, на 6% за 9 лет. При плановых темпах инфляции 3-4% в год, что составит 21-28% роста цен за этот же период в издержках. Очевидно, что расчетная кривая текущей прогнозной цены представляет из себя с экономической точки зрения фикцию – это не что иное как «административная» кривая, исходя из представлений о том, как повела бы себя цена на электроэнергию на длительном отрезке времени, если бы её «контролировали как сейчас» – устанавливая по факту цены и на КОМ и, в значительной степени, на РСВ. Но на самом деле это вряд ли возможно, поэтому весь этот спрэд между двумя кривыми объемом почти в 6,2 трлн. рублей, которые, собственно, и делят с увлечением сегодня чиновники, эфемерен с самого начала. Это совсем не "по инфляции", не в "рамках поручения президента", это – аппетиты на получение стабильного денежного потока вне всяких рыночных рисков для себя, заодно обеспечивающего и спокойствие чиновникам, и возможность его делить, но с серьезнейшими рисками для развития страны в целом.

Деньги на модернизацию в условиях наличия настоящего рынка мощности, конечно, должны приходить с рынка мощности, то есть с конкурентного отбора тех, кто «достоин». Цена, сформированная на этом отборе, достаточная для окупаемости модернизации в разумный период, причем данного конкретного объекта, а не вообще по каким-то «конструкторам» – и есть рыночный индикатор её необходимости. При этом она может быть и выше "цены по инфляции", и ниже (см. рис. 21 – голубая линия). Даже если мероприятия по модернизации не окупаются в опексах в разумный срок, но позволяют владельцу на какое-то время отложить принятие основного бизнес решения – выводить свои мощности или подождать более благоприятной конъюнктуры на рынке – это тоже затраты с рыночным риском, своего рода некие «малые» убытки, чтобы выиграть время. И конечно, они точно не должны социализироваться за счет потребителей и рынка в целом.

Мы живем не в идеальном мире, и ДПМ как и прочие аналогичные инструменты, возможно, имеют право на жизнь, но они должны быть исключением из правил, применяемым для реализации отдельных приоритетных программ и проектов, где рынок пока не в состоянии в условиях значительных неопределенностей дать понятный и обоснованный экономически сигнал для возврата инвестиций и обеспечить надежный результат. Во многих странах в той или иной степени механизмы гарантий инвестиций применяются, правда не в таком явно несбалансированном с точки зрения интересов участников варианте, как у нас ДПМ. Там существенно длиннее сроки окупаемости, ниже предельные уровни капексов, больше рисков у инвесторов. Но в любом случае: чем такие механизмы не должны быть точно, так это всеобщим трендом и единственным способом инвестиций в отрасли. ДПМ, запущенные в конце нулевых в последние годы официального «переходного периода» в отрасли, были реакцией на отсутствие самодостаточного рынка в те годы при одновременной эйфории в части прогнозов роста потребления, основанных, во многом на старых, дорыночных подходах к планированию в отрасли, сохраняющихся и по сей день. В этом смысле первые ДПМ были в значительной мере неизбежны и, возможно, даже оправданы, несмотря на огромный вред, который они нанесли развитию настоящего рынка. Но запуск второй волны ДПМ сегодня – 10 лет спустя, да еще и для проведения так называемой модернизации, судя по опубликованным материалам представляющей из себя не что иное, как масштабную программу банального продления ресурса еще на 25-30 лет для объектов тепловой генерации возрастом свыше 40 лет, ведет к окончательной деградации рыночных отношений в электроэнергетике и обрекает отрасль на стагнацию и технологическое отставание в быстро меняющемся современном мире.

Настоящий рынок, основанный на конкуренции и балансе спроса и предложения, имеет совершенно другую структуру и, прежде всего, в соотношении сегментов рынка собственно электроэнергии и рынков надежности, частным случаем которых является и долгосрочный рынок мощности. Именно рынок электроэнергии должен быть основным в общей стоимости энергии – с ценами, дифференцированными и во времени, и в пространстве, если уж мы выбрали узловую расчетную модель с учетом сохраняющихся значительных сетевых ограничений между ЗСП. Так это и устроено на передовых двухтоварных рынках.

Рис. 22

Всё это влечет за собой изменения не только на рынке мощности, но и в модели по всему периметру, начиная с механизма выбора состава оборудования, принципов формирования цен на РСВ и многого другого, включая гораздо более широкое задействование технологий управляемого спроса, что даст возможность интеграции растущей сегодня стихийно распределенной энергетики. Несомненно, придётся учитывать и "отягчающие обстоятельства", свойственные российским реалиям – относительно низкие цены на топливо и повышенные цены на оборудование и строительство, прежде всего, из-за дорогих денег и административных барьеров и требований. Но сегодня для решения этих проблем как раз есть шанс: рекордно низкая инфляция и относительное выравнивание цен на газ с рядом маркерных стран. Целевым ориентиром в этих изменениях должны стать страны с преимущественно одноставочными рынками, на которых должны окупаться почти все операционные затраты, как переменные, так и постоянные, а рынок мощности служит в основном для компенсации капексов для решения проблемы missing money.

Будут нужны и масштабные изменения в регулировании сетей и управлении ими, прежде всего с той же целью – ради интеграции новых технологий и ресурсов в устойчивый и адаптивный к изменениям рынок. При этом как раз в тарифах сетей тенденция обратная – там растет постоянная составляющая тарифа, в то время как стоимость, зависящая от объема переданной электроэнергии, падает.

Наконец, нужно создавать рынок на рознице, которого у нас, по сути, сегодня нет вообще, и опять с учетом новых тенденций и технологий. Это отдельная задача – в том числе с точки зрения интеграции розничной генерации, ресурсов управления агрегированным спросом и ВИЭ.

Работа по переформатированию сегодняшней модели займет некоторое время и потребует значительных усилий, но это время у нас сегодня как раз есть, и оно того стоит. А вот масштабная централизованная модернизация устаревших ТЭС по ДПМ, как и других технологий с аналогичными претензиями, точно подождет до тех пор, пока очевидным не станет всем – в таком виде она не нужна совсем. Ни рынку, ни экономике, ни стране.

Авторы выражают признательность за помощь и ценные рекомендации в подготовке данного материала Борису Шапиро (Boris Shapiro) консультанту компании Levitan and Associates, США.