Please reload

Недавние посты 

Расстроенный рояль, или "институты" нового рынка

June 9, 2016

Минэнерго вместе с Советом рынка настолько оперативно отреагировали на поручение премьера Дмитрия Медведева по борьбе с доминирующим у нас централизованным энергорынком, монополизмом гарантирующих поставщиков,  созданием условий для заключения выгодных для потребителей двусторонних договоров непосредственно с генерацией , что у многих наблюдателей это вызвало ассоциацию с «роялем в кустах».

 

Однако рояль оказался, на мой взгляд, ненастроенным -  и к презентации, представленной Минэнерго на этот счет, и к комментариям по этому поводу остались серьезные вопросы. 

 

Прежде всего, при оценке зарубежного опыта авторы презентации Минэнерго весьма вольно, как мне кажется, подошли к трактовке некоторых понятий и данных. Дело в том, что гарантирующие поставщики, в том виде, в каком они существуют у нас – начиная с их абсолютно искусственной с точки зрения модели рынка зоны деятельности, и заканчивая детальным жестким регулированием их ценообразования и взаимодействия с потребителями и сетевыми организациями – явление в мире совершенно уникальное, и сравнивать их можно лишь с ними самими – в эволюционной ретроспективе, начиная с 2005 года, когда они в массовом порядке были выделены из вертикальных АО -Энерго РАО ЕЭС России и заняли почти 100% монопольное положение в своих регионах. Сегодня, нам сказали, 60%. Хотим 30%. Управляемость. Стабильность. 

 

В абсолютном большинстве стран и юрисдикций, а проще сказать нигде в мире, по крайней мере в либерализованных рынках, и в том числе упомянутых в презентации Минэнерго - никаких отдельных сбытовых компаний гарантирующих поставщиков, да еще и действующих в границах региона, не существует. Эту функцию - поставщика последней надежды или дефолтного поставщика, как правило, «за дорого» и "не для всех" - выполняют распределительные сети, причем не какие-то держатели «регионального котла», которого там тоже нет, а те сети, к которым и присоединен данный конкретный потребитель. Тарифы на сбытовые услуги для таких организаций действительно регулируются, как в той же Пенсильвании, а конкурентные поставщики лицензируются с точки зрения их финансовой годности к розничной сбытовой деятельности, а не величины тарифов, но никаких «зон ГП» "в границах ТСО" или вне их границ, не существует в природе, как и «единых  региональных ГТП». 

 

В узловых расчетных американских моделях, (а наша модель рынка как раз и была "списана" с юрисдикции зоны PJM, якорной территорией которой является Пенсильвания), цены формируются в узлах энергосистемы или хабах, (которые, кстати, есть и у нас), и именно эти цены транслируются потребителям в них расположенным соответствующими розничными поставщиками.  Никаких специальных цен по «ГТП в границах  региона», рассчитываемых коммерческим оператором не существует.  Как и самих ГТП – в том виде, в котором они есть у нас.

 

В европейских и австралийских реалиях цены формируются по зонному принципу – фактически по зонам свободного перетока мощности, и опять никаких региональных ГТП там нет в принципе, как и гарантирующих поставщиков – эту роль выполняют в основном сети, а иногда специальные компании по конкурсу, но от этой практики там в последние годы отказываются. 

 

Поэтому все эти таблицы могут быть как-то актуальны лишь в том случае, если мы решим, что необходимо, наконец, кардинальным образом пересмотреть модель рынка, включая роль и место в нем ГП вместе с его региональной ГТП в нашей интерпретации– как одного из мощнейших тормозов развития конкуренции и здорового рынка в целом. Но концепция «институциональных» изменений на рынке электроэнергии и мощности, изложенная в презентации Минэнерго, этого совсем не предполагает.  Кроме благих пожеланий о снижении доли потребителей, обслуживаемых у ГП с 60% до 30% за счет упрощенного выхода на опт и заключения долгосрочных двусторонних контрактов конкретики в презентации Минэнерго нет.

 

Учитывая крайне низкую глубину рыночной маржи ГП, а значит и низкую ликвидность сбытового рынка (здесь я согласен с Натальей Невмержицкой – сбытовые надбавки ГП близки к экономически обоснованным), трудно  понять, зачем и почему потребители или розничные сбытовые компании будут предпринимать какие-то дополнительные усилия для облегченного выхода на оптовый рынок и/ или заключения свободных прямых договоров, если это не будет сопряжено с дополнительными преимуществами для них по сравнению с покупкой через ГП в плане трансляции оптовых цен на розницу.  Мы и не только мы уже отмечали, что причиной невостребованности долгосрочных договоров являются не только и не столько сложности при принятии решений на перспективу, включая прогнозирование, сколько модельные проблемы - сравнительно низкая «рыночная» доля в формировании стоимости электроэнергии и мощности  для потребителей – 50% которой приходится на «мертвый» рынок мощности, на который они никак не влияют вообще. ГП, подающие в основном ценопринимающие  заявки в границах региона, за исключением «выколотых» точек поставки крупных покупателей и их сбытов, «убивают» для массовых потребителей и рынок собственно электроэнергии  - цены на нем формируются также без их участия. Стоимость услуг по передаче, достигающая 50-60% в конечной цене, плюс услуги за инфраструктуру довершают дело – у конечного потребителя, с точки зрения его возможностей влиять на спрос, все «спокойно», как на кладбище, и он ничего не может с этим поделать без кардинальной смены дизайна рынка.  Кстати, исследования розничных рынков стран куда более продвинутого и либерального рынка зоны Нордпул, куда входит и упомянутая Норвегия с её 99% «независимых» сбытов (еще бы, там других и нет!), показывают, что часто пассивность конечных потребителей на рынке в части смены сбытовой компании как раз связана именно с низкой степенью возможностей влияния ими на конечные цены. В случае с Нордпул это связано с высокими налогами в ряде стран на электроэнергию,что снижает относительную 

«маневренность» конечной цены в зависимости от спроса.  

 

Да, гипотетически, розничный потребитель у нас мог бы, например, заключить двусторонний договор на поставку электроэнергии с местной ТЭЦ по цене ниже, чем опт плюс надбавка ГП, при том что ТЭЦ, в свою очередь, не может нормально работать на опте и по суточному графику и из-за низких тарифов на тепло и, как следствие, недостаточности тарифа КОМ. Но станция, работающая на опте, со всеми вытекающими издержками, выйти на розницу и снижать эти издержки,  (и снова зайти обратно, если нужно) в наших реалиях не может, а потому, зачем ей нужен не очень понятный потребитель на «облегченном опте» - издержки те же, а прибыль ничтожна - лучше уж побороться за статус вынужденной.  И потребителю на рознице, что называется, тоже легче не заморачиваться из-за копеечных преимуществ прямых отношений при высоких рисках и остаться у ГП. Тем более, это касается розничных сбытовых компаний – они вряд ли смогут предложить лучшие цены для потребителей по сравнению с ГП без дополнительных привилегий – просто потому, что у них меньшие объемы, а цена покупки на опте будет такой же.  

 

Что до оптовых независимых компаний, то сегодня их цена, как правило, не равна цене покупки на опте ГП по границам его зоны, рассчитываемой  АТС, поскольку в отличие от ГП, они покупают электроэнергию в конкретных узлах энергосистемы.  Насколько известно, (специалисты могут поправить), цена ГП при расчете по его зоне в границах региона усредняется таким образом, что она является минимальной из цен (индексов) в хабах или узлах в регионах, что автоматически дает ценовое преимущество ГП. Некоторое время назад среди конкурентов региональных ГП активно обсуждалась идея сведения нескольких  ГТП независимых компаний при выходе на опт в одну, даже в случае, если они электрически не связаны – это как раз была попытка восстановить справедливость по принципу: если кому-то позволено калечить физику ценовой модели, то почему бы и нам не сделать то же самое.  Кроме того, ГП, подавая в основном ценопринимающие заявки,  в целом по зоне, в силу ряда причин не платит за отклонения на БР, в то время как сбыт, покупающий электроэнергию в конкретных узлах несет в этом смысле гораздо большие риски, учитывая отсутствие на нашем рынке инструментов по их хеджированию, в частности рынка финансовых прав на передачу.  Поэтому оптовые компании,  за редким исключением, находятся также в заведомо менее выгодных условиях, и трудно представить, что может заставить их каким-то образом существенно расширять свой бизнес за пределы якорных аффилированных потребителей – наоборот, эти сбыты, в последние годы старались сбросить всех прочих, а особенно население на обслуживание региональному ГП.


Одновременно с  этими  громкими заявлениями о переходе на чуть ли не на новую модель рынка, была опубликована информация о прошедшем недавно экспертном совете ФАС, на котором появились подробности продвигаемого метода регулирования ГП по эталонным затратам.  И они тоже удручают. Не только и не столько откровенно слабой презентацией ФАС, но еще в большей степени, подробной, как всегда хорошо аргументированной, но такой ненужной в нормальном конкурентном рынке презентацией Натальи Невмержицкой из Ассоциации «НП ГП и ЭСК». Там много чего интересного и, наверное, важного для текущего момента, но все это лишь свидетельствует лишний раз о том, что громкие заявления ответственных лиц из Минэнерго и Совета рынка об институциональных изменениях на рынке, не более чем пустые декларации. Уникальный статус российского института ГП «как средства решения всех нерешенных проблем на рынке» (В.Г. Королев – 2009 г., Конференция в Финляндии, @TM) через  привилегии монополиста на рознице в обмен на социальную нагрузку –неплатежи, недовыручку, а также необходимость вести дела в высокорисковом бизнес - пространстве близком по сути к финансовым пирамидам -  жил, жив и будет жить.  

 

Пока всем не станет окончательно ясно, что это тупик.    

 

Please reload

Please reload

Archive
  • Facebook Basic Square
  • Twitter Basic Square
  • Google+ Basic Square