Состоявшаяся 3 мая онлайн конференция Ассоциации Kazenegy – крупнейшей ассоциации энергетиков и потребителей Казахстана, наконец, дала представление, что означает модель Единого Закупщика (ЕЗ) по-казахстански. Ее суть состоит в обязательной централизации текущих поставок электроэнергии на оптовом рынке через институт ЕЗ, в качестве которого будет выступать дочерняя структура Минэнерго РК – Расчетно-финансовый центр (РФЦ), администрирующий сегодня поставки оптовых ВИЭ и так называемый рынок мощности по долгосрочным договорам. При этом централизация не затронет потребителей с собственной генерацией, составляющих сегодня примерно 30 % общего объема производства и потребления в стране, что в каком то смысле сразу обесценивает обязательность централизации срочного рынка, ведь никто не мешает каким-то еще промышленным группам купить и действующие автономно электростанции. Кроме того, вводится и балансирующий рынок (БР) с финансовыми обязательствами, расчеты по которому будет производить почему-то КОРЭМ, а не Системный оператор (СО) КEGOC, физически координирующий дисбалансы в системе, и вообще-то ведущий рынок системных услуг, органическим продолжением которого и является БР. Рынок на сутки вперед, ведомый физически также СО, а финансово – РФЦ, будет состоять из заявок различных генераторов по мере их готовности нести нагрузку в рамках установленных для них предельных тарифов, а стороны спроса – объемных заявок оптовых потребителей, включая энергосбытовые компании. РФЦ будет рассчитывать почасовые цены в соответствии с выбранным СО тем или иным составом генерации, усредняя соответствующие тарифы. Коррекция заявок как потребителей, так и производителей внутри суток не предусмотрена, все небалансы будут отправляться на БР по минимальному действующему тарифу для генерации по внешней инициативе, и максимальному при отклонениях от графика СО.
Что в итоге? Предполагается, что все потребители страны, независимо от того, где они расположены, в том числе и в изолированной Западной энергозоне (!) энергосистемы Казахстана, получат единый усредненный тариф генерации в каждый расчетный час суток, плюс надбавку за отклонения на БР, если таковые будут допущены. С учетом нацеленности на консолидацию сетевого распределительного комплекса, где и сегодня отсутствует дифференциация даже по уровням напряжения, можно ожидать, что и конечные розничные тарифы будут почти одинаковы по всей стране, то есть с точки зрения спроса электроэнергия станет неким универсальным товаром по единой цене, как когда-то в СССР. Какие-либо действия со стороны потребителей в части снижения стоимости электроэнергии в данный момент и в данном месте станут практически бессмысленны, одни регионы с более дешевой выработкой и более развитой сетевой инфраструктурой будут субсидировать другие, менее обеспеченные энергетическими ресурсами, сокращать затраты потребители смогут только за счет сокращения объемов потребления и, частично, за счет перевода нагрузки с вечерних часов в периоды трансляции стоимости мощности, уменьшая объемы заявленной мощности в своих заявках. Предполагается также применение неких часовых тарифных ставок – коэффициентов, стимулирующих снижать нагрузку в определенные часы и, очевидно, наоборот, увеличивать в часы минимума, выравнивая таким образом график генерации. Понятно, что все эти меры по повышению эластичности спроса в зависимости от величины затрат будут в своей основе синтетическими и административными, не отражающими с достаточной точностью реальные затраты в энергосистеме во временном и пространственном разрезах.
В результате будет создана модель с максимальной социализацией затрат, основные рыночные принципы причинности и адресации распределения затрат (causation and cost allocation) будут не то что нарушены, а просто игнорированы, что приведет к полному подавлению рыночных сигналов, при этом роль субъективных решений будет, напротив, максимальна.
Со стороны предложения также будет процветать уравниловка и апатия, поскольку в отсутствие возможностей влияния на собственные доходы на рынке иначе, чем в административной процедуре установления тарифов для той или иной группы генераторов (ТЭЦ, ГРЭС на различных видах топлива, ГЭС и т.п.), нет необходимости в конкуренции, повышении эффективности, снижении затрат, удельных расходов и т.д. Суть этой реформы состоит, по сути, в отъеме прав генерации как либо влиять на сбыт своей продукции даже с точки зрения кредитоспособности потребителей, вариантов оплаты и т.п. Все эти права передаются Единому Закупщику, становящемуся барьером между производителями и потребителями, и одновременно контролером финансовых потоков.
Иными словами, какой-никакой, олигополистический, с перекосами, но все-таки существовавший рынок в электроэнергетике Казахстана, со свободой, хотя и относительно небольшой в части ведения экономически независимой хозяйственной деятельности, для большинства производителей и потребителей закрывается. Все те тренды и тенденции, присущие современным энергорынкам, прежде всего, в части взаимодействия потребителей с энергосистемой, развития собственных энергоресурсов на базе ВИЭ, Demand Response, DER, их интеграции в энергосистему, конкуренции генерации за счет повышения эффективности при одновременном снижении углеродного следа, внедрении соответствующих технологий и в генерации, и у потребителей, и в управлении энергосистемой в целом – все это становится ненужным и абстрактным, жизнеспособным ровно настолько, насколько это будет понято и востребовано теми или иными чиновниками с полномочиями, по их субъективным взглядам и решениям.
Но это не все.
Проблема состоит еще и в том, что предложенная конструкция в виде ЕЗ по- казахстански, не только далека от классических вариантов дизайнов рынка ЕЗ
(когда речь идет о долгосрочных договорах поставки электроэнергии независимой генерацией в энергосистему через механизм ЕЗ для гарантий спроса – и такая система в Казахстане по факту есть в части ВИЭ и поставок мощности), применяемых как более простые и более быстрые в реализации по сравнению с конкурентными рынками, оказалась настолько сложна, что не только обесценила свои преимущества в простоте и быстроте, но и вряд ли сможет нормально работать в принципе.
Например, та же обязательная предоплата, вводимая для потребителей на плановые суточные объемы, включая и независимые сбыты, отсутствие которой приведет к переводу потребителей на балансирующий рынок по самым высоким тарифам, к тому же растущим ускоренными темпами, предсказуемо приведет к коллапсу всей этой системы в самом недалеком будущем. Начнут вводиться бесчисленные исключения «по звонку», отсрочки платежей, изменения и дополнения, при этом в центре всей этой системы неплатежей будет находиться РФЦ, у которого с одной стороны нет собственных средств для смягчения всех этих турбулентностей, а с другой, он вынужденно станет участником многочисленных судебных разбирательств между поставщиками и потребителями. В целом, объемы БР могут быть в такой системе непропорционально велики по отношению к общим объемам торговли на РСВ, что будет привносить дополнительные трудности в работу и РФЦ, и КОРЭМ, и СО, которые последний, будучи отстраненным от финансовых вопросов, но ответственным за реальные операции на рынке, будет решать исключительно с позиций надежности и бесперебойности энергоснабжения, как в старые добрые советские времена, по-принципу – «мы за ценой не постоим». С одной лишь разницей – вокруг бушует океан капитализма.
В условиях дефицита, который якобы и призвана решать эта модель ЕЗ, никаких конкурентных торгов «старой» генерации (в дополнение к внерыночной приоритетной загрузке ВИЭ, трех категорий с рынка мощности и ТЭЦ) не будет, вся их электроэнергия будет продаваться по их тарифам в часы максимума энергосистемы, а в часы минимума многие их них могут оказаться невостребованными, при том, что стоимость пусков-остановов им никто возмещать не будет .
Прогнозирование стоимости электроэнергии для конкретных потребителей, несмотря, казалось бы, на то, что это и есть одна из основных задач и преимуществ этой модели ЕЗ, тоже может быть затруднено из-за высоких объемов БР. Неучет системных ограничений в части перетоков будет демотивировать строительство новых линий, вынуждать СО регулярно объявлять аварийные режимы.
При этом вся эта система будет требовать существенных затрат и усилий как на стадии внедрения, так и на стадии реализации со стороны управляющих структур. Иными словами, работы будет много у всех, чего нельзя сказать о пользе.
Что делать? На мой взгляд, если уж приняли решение о вводе этой модели с 1 июля 2023 года, то, пока есть время, во-первых, попытаться убрать из нее наиболее одиозные ошибки, как, например, обрезание функционала KEGOC в части финансовых расчетов на БР, а во-вторых, использовать опыт централизации срочного рынка при создании концепции и последующих разработке и внедрении эффективного настоящего рынка с конкуренцией и горизонтами дальнейшего развития, чего, кстати, нет в этой модели ЕЗ совсем. А концепцией и прочим заняться немедленно, перед первым и вторым. Пока не поздно.