Для изменений на энергорынке необходимо сначала изменить целеполагание




Дело в цене



Поскольку электроэнергия – это однородный биржевой товар с неизменными характеристиками и свойствами, вопрос цены для потребителей энергии является ключевым.


В рамках текущей модели рынка, вопреки законам спроса и предложения, цена растет всегда. За последние 10 лет оптовая одноставочная цена электроэнергии (с учетом мощности) увеличилась в 2 раза. Даже в период снижения электропотребления, который наблюдался в прошлом году в связи с пандемией, цена выросла на 3,4% в европейской части страны и на Урале и на 0,6% в Сибири.


Основные причины почему не срабатывают рыночные механизмы, и цена на энергорынке постоянно растет – на поверхности.




Двойной сбор на инвестиции



Практически все инвестиции вынесены из энергорынка в отдельные нерыночные инструменты – надбавки к цене мощности, ДПМ и им подобные. Все риски поставщиков при этом возложены на потребителей через гарантированную доходность вне зависимости от уровня загрузки генерирующего объекта, а также непропорциональные платежу минимальные штрафные санкции за сбои и нарушения поставок.


При этом двойное маржинальное ценообразование на рынке мощности (КОМ) и электроэнергии (РСВ), когда цена формируется по самому дорогому, попадающему в объем спроса предложению, и которое задумывалось авторами текущей модели энергорынка как стимул и источник инвестиций, не исчезло и продолжает действовать.


Более того, для наращивания инвестиций регулятор искусственно увеличил ценовые параметры КОМ на 20%, при этом не предусмотрел особую ответственность генерирующих компаний за целевое расходование средств, добавленных в ручном режиме сверх рыночной цены мощности.


В результате потребители энергии вынуждены нести двойную нагрузку, оплачивая и маржинальность рыночных инструментов, и высокодоходные для энергетиков нерыночные надбавки.


Доля инвестиций в суммарной выручке оптового энергорынка составляет на протяжении последних 5 лет порядка 30–35%, что существенно, нередко кратно превосходит уровень инвестиций в других отраслях российской экономики, и на 10 процентных пунктов выше среднего целевого уровня для экономики, определенного Правительством Российской Федерации.




Кризис перепроизводства



Рынок мощности, допускающий полную оплату строительства и содержания объекта при фактическом отсутствии его загрузки, и инвестициями через зачастую непрозрачные регуляторные решения не способен самостоятельно справиться с классическим кризисом перепроизводства, который мы наблюдаем все последние годы – избыток мощности в энергосистеме, по разным оценкам, составляет 30–50 ГВт.


Стимулы к выводу мощности из эксплуатации по-прежнему ничтожно малы в сравнении с возможностью генерирующих компаний гарантированно получать выручку с помощью неэффективных, простаивающих энергоблоков.


Энергорынок невосприимчив или попросту закрыт для технологий «гибкости». Распределенная энергетика, инструменты повышения гибкости производства и потребления электроэнергии, таких как механизм агрегаторов спроса, создание активных энергетических комплексов (АЭК) и других, развиваются за его рамками или, в лучшем случае, параллельно в виде нишевых технологических «песочниц» за счет дополнительных платежей, никак не ущемляя и не замещая собой дорогие и неэффективные поставки.


Вместо расширения и усиления конкуренции на энергорынке и использования рыночных инвестиционных ресурсов регуляторы заставили потребителей дополнительно, сверх рыночной цены, оплачивать программу восстановления ресурса энергоблоков с устаревшими неэффективными технологиями середины прошлого века, почему-то названную модернизацией отрасли. В итоге уже через 15–20 лет мы потратим много средств, но вернемся обратно к морально и физически абсолютно изношенной энергосистеме, которая снова потребует колоссальных вложений.




Открытая архитектура для сторонних надбавок



Российский энергорынок надежно защищен от технологического прогресса, но в то же время он абсолютно беззащитен перед разнообразными нерыночными надбавками к цене мощности, напрямую не связанными с развитием отрасли.


Это инструменты субсидирования социально-экономического развития отдельных территорий и макрорегионов – тарифные «заповедники» с особыми условиями функционирования оптового рынка, где оптовая продажа электроэнергии осуществляется по льготным, регулируемым тарифам, а также надбавки для субсидирования цен и тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке. Кроме этого, за счет средств энергорынка субсидируется промышленная политика – локализация производства оборудования для ВИЭ и смежная отрасль обращения с отходами – строительство и эксплуатация мусоросжигающих заводов.


Суммарный объем надбавок, включая разнообразные ДПМ, составляет, по данным за 2020 год, около 40% общего платежа за электроэнергию и мощность или 63% платежа за мощность.


Очевидно, что мощность как «особый товар» на энергорынке себя не оправдала. Торговля неовеществленным и неотчуждаемым товаром сомнительна сама по себе. Вдобавок эта конструкция вкупе с открытой архитектурой договора о присоединении к торговой системе оптового энергорынка позволяет привносить в платеж потребителям затраты, которые никак не связаны с энергоснабжением. Никаких фильтров и ограничений для роста набавок не предусмотрено.




Расплата за низкую волатильность



Преимущества низкой волатильности спотовой части энергорынка неочевидны. Если сравнивать с высоковолатильными зарубежными энергорынками, выгода низкой волатильности оказывается сомнительна – среднегодовая цена электроэнергии для бизнеса за рубежом имеет тенденцию к снижению и в ряде стран уже ниже, чем в России.


Ценовые колебания в краткосрочном периоде дают питательную среду для конкуренции, повышения эффективности производства и потребления электроэнергии, в том числе с помощью развития технологий, и ценовые всплески сглаживаются на длинных отрезках времени. При этом практика зарубежных энергорынков также показывает, что риски ценовых скачков могут успешно страховаться двусторонними договорами и инструментами финансового рынка.


Какой в итоге является цена низкой волатильности российского энергорынка для экономики – предмет для отдельного изучения.




Возможности для ценовых манипуляций



Если касаться деталей, то на энергорынке не искоренены возможности для ценового манипулирования, например, при проведении проверки ценовых заявок поставщиков на этапе предварительного отбора заявок на включение оборудования (ВСВГО).


Также сохраняется проблема увода дешевой мощности из РСВ, и, как следствие, формирование высоких спотовых цен и последующий возврат мощности при онлайн торговле на балансирующем рынке.


В первом полугодии 2019 года ценовые манипуляции поставщиков при имеющемся избытке мощности в 30–50 ГВт привели к одномоментному и без видимых на то оснований росту цены РСВ. В Совете рынка провели анализ действий ряда поставщиков и подтвердили факт их манипулирования ценами на энергорынке, соответствующий отчет также был направлен в антимонопольную службу, но проверка затянулась, ее итоги неизвестны.


В итоге Совет рынка наконец-то решил действовать сам и пару месяцев назад направил в Минэнерго предложение по решению проблемы манипуляций с уводом мощности, однако проблема ценовых манипуляций на этапе ВСВГО-РСВ остается нерешенной. Каким будет итог этой работы, надеемся, увидим в ближайшее время.




Целеполагание все определяет



Длительное время, начиная с реформы отрасли, ключевыми ориентирами развития электроэнергетики были наращивание инвестиций и мощностей без особой оглядки на экономику и платежеспособный спрос. Модель рынка и регулирование служили инструментами их реализации. В итоге образовался разрыв между запросами отрасли и возможностями экономики.


Для модели рынка и для развития энергосистемы в целом целесообразно установить понятные стратегические ориентиры, исходя из запросов экономики – надежное, экономичное и экологичное энергоснабжение с прозрачными контрольными индикаторами и ответственностью регуляторов за их достижение.

Например, для повышения конкурентоспособности и максимального использования ресурсных преимуществ российской экономики было бы правильно установить целью снижение доли затрат на электроснабжение в ВВП страны.


Другими словами, как перед любым главным энергетиком предприятия стоит задача надежного и экономичного энергоснабжения основных производственных процессов, так и в масштабах страны задача отраслевых ведомств не должна сводиться к защите интересов отраслевых компаний.


Важен вклад отрасли в общее экономическое развитие, минимизация издержек на энергоснабжение отраслей и домохозяйств. Ничего лучше развития конкуренции человечество для этого еще не придумало.




Мощность: из «товара» в системную услугу



Рынок мощности – первоочередная сфера для преобразований и развития конкуренции. Представляется, что более эффективной и корректной формой для обращения мощности на энергорынке было бы определение ее как системной услуги по готовности генерирующего оборудования или обязательства по ее гарантированной поставке, с взаимоувязкой платежа и фактического объемами поставки (к примеру, так организованы рынки мощности в ряде европейских стран и энергосистем в США).


Простаивающие станции не должны получать платеж, а к участию в покрытии пиковых нагрузок могут быть привлечены как генерирующие объекты, так и проекты по управлению спросом потребителей.


Дело в том, что в случае определения мощности как услуги, у регуляторов возникает необходимость детальной оцифровки и отслеживания параметров системной надежности с реальным действием рыночных законов. Возможность появления надбавок, не связанных с реальной поставкой электроэнергии и параметрами надежности, и нерыночных договоров в этой ситуации весьма ограничена, если не исключена.


Необходимо отказаться от практики нерыночных инвестиций через ДПМ и схожие механизмы – нет ни одной веской причины освобождать энергетиков от их предпринимательских рисков, тем более что это в итоге довольно дорого обходится экономике.


Потенциал рыночных инвестиционных инструментов, учитывая расценки, которые складываются в рамках отборов проектов «модернизации», а также постоянно растущий объем средств, скапливающийся на счетах энергокомпаний, существенно превосходит реальные запросы энергетиков. К сожалению, мы пока наблюдаем обратный процесс – сворачивание конкуренции в пользу административного распределения.


Наряду с эволюционными улучшениями целесообразно всесторонне рассмотреть и оценить вариант перехода к одноставочной модели оптового рынка электроэнергии, которая может ограничить появление новых нерыночных надбавок, отражать действие законов спроса и предложения, положительно сказаться на развитии технологий «гибкости», а также может позволить в полной мере интегрировать в энергорынок возобновляемые источники энергии.



Дзюбенко Валерий – заместитель директора Ассоциации «Сообщество потребителей энергии».

251 просмотр0 комментариев

Недавние посты

Смотреть все