Оптовый рынок, куда дальше?




Вступление



К оптовому рынку в текущем его виде накопилось много вопросов, как со стороны потребителей, так и со стороны генераторов.


Со стороны потребителей:

  • Основной претензией потребителей является постоянный рост цены электроэнергии и установленной мощности станций при отсутствии увеличения спроса на нее. При этом особое беспокойство вызывает рост цены мощности;

  • Решения за счет оптового рынка электроэнергии задач, связанных с экологией (ДПМ на мусоросжигательные заводы), субсидирование территорий (оплата снижения цен на Дальнем Востоке), субсидирование промышленности (программы развития ВИЭ).


Со стороны генераторов:

  • Большие объемы ценопринимания на рынках электроэнергии, не отражающие реальные затраты на производство электроэнергии;

  • Низкая цена мощности КОМ, не достаточная для покрытия затрат на модернизацию, не говоря уже о новом строительстве;

  • Аналогичная потребителям претензия о решении за счет оптового рынка задач, не связанных с электроэнергетикой.




С чего начинался рынок



Какой был смысл перехода от вертикально интегрированных компаний к либерализованному рынку?


В теории вертикально интегрированные компании более склонны к строительству избыточной энергетической инфраструктуры «про запас». Больше инфраструктура – больше затраты – выше тариф – больше прибыль. Под инфраструктурой будем понимать средства производства электроэнергии, передачи и сбыта электроэнергии.


На либерализованных рынках компании разделены по видам деятельности на монопольные (передача) и конкурентные (производство и сбыт электроэнергии). Плюс произведено разукрупнение компаний для создания конкурентной среды.


На конкурентных рынках энергетическая инфраструктура должна развивается под воздействием ценовых сигналов. Что должно приводить к оптимальным параметрам этой инфраструктуры.


Как известно российский оптовый рынок электроэнергии состоит из рынка электроэнергии и рынка мощности.


Рынок электроэнергии построен на узловой модели и принципе маржинальной торговли. В результате с одной стороны оптимизируется загрузка электростанций исходя из их затрат на топливо и ограничений на передачу, с другой стороны за счет маржинального принципа ценообразования создаются стимулы к снижению издержек для владельцев электростанций (меньше издержки – больше маржинальная прибыль).


Рынок мощности должен был решать несколько задач:

  • исключить волатильность цен на электроэнергию;

  • создать стимулы для строительства новых станций.


Можно ли создать стимулы для строительства новых станций на рынке одного товара? Конечно можно, высокая цена, вызванная ограниченным предложением, является хорошим стимулом. Но при этом строить крупные электростанции в большом количестве очень рискованно – высокие капитальные затраты и высокая неопределенность со спросом в долгосрочной перспективе. То есть, если говорить о программе обновления генерирующих мощностей, то рынок одного товара скорей всего с этой задачей не справится.


А вот рынок мощности вполне, особенно если он долгосрочный. Если же в нем гарантируется возврат инвестиций, да еще и с хорошей нормой доходности, то и подавно.


Поэтому для новой генерации, был предложен отдельный механизм оплаты мощности – ДПМ. По нему поставщику, построившему новую станцию, гарантировался возврат инвестиций с определенной нормой доходности.


Задачей ДПМ (как тепловых, так и АЭС/ГЭС) было масштабное обновление генерирующих мощностей в стране.


И эта программа с этой задачей справилась. Хотя у потребителей и есть претензии как к местам строек, так и к качеству построенных станций.


Запущенный рынок долгосрочного КОМ, который в теории может стимулировать новое строительство, на данный момент исполняет функцию поддержки старой генерации.


При этом 70% объема мощности продается по договорам КОМ, но стоит он 37% от совокупной платежа за мощность.


В итоге сформировалась система, в которой есть рынок электроэнергии – конкурентный, с ценовыми сигналами, направленными на оптимизацию загрузки. Есть рынок поддержки старой генерации (КОМ) тоже конкурентный, оптимизирующий затраты на содержание генерации. И есть механизм поддержки строительства новой генерации (ДПМ) – неконкурентный.




Результаты



За первой программой ДПМ появилась программа ДПМ ВИЭ, потом ДПМ для МСЗ (мусоросжигающие заводы), потом ДПМ на модернизацию, ДПМ ВИЭ 2 и т.д. Все-таки гарантированный возврат инвестиций с хорошей нормой доходности оказался очень лакомым.


Рынок мощности стало удобно использовать как инструмент неналоговых сборов – субсидирование промышленности по производству ВИЭ, борьба со свалками через стимулирование строительства МСЗ, субсидирование Дальнего Востока, новые стройки электростанций в Калининграде и Крыму.


Объем установленной мощности в ЕЭС по данным Системного оператора вырос с 214 ГВт в 2011 году до 246 ГВт в 2019 году (рост 15%). Спрос на электроэнергию в 2011 году составил 1 трлн кВт*ч, а в 2019 году 1,06 трлн кВт*ч (рост 6%).


В результате при более быстром росте установленной мощности по сравнению со спросом на электроэнергию произошло увеличение доли мощности в оптовой цене. Да и сама оптовая цена росла быстрее инфляции.


Так с 2011 года оптовая цена выросла чуть более чем в 2 раза, составляющая мощности при этом выросла в 4 раза, существенно опережая инфляцию, которая составила 72% за этот период.


Если в 2011 году на содержание электростанций (мощность) тратилось 30% платежа, а 70% на производство электроэнергии, то в 2020 на содержание тратят уже больше 50%.



При условии, что платеж за мощность не зависит от выработки электроэнергии, строить и владеть станциями просто всегда выгодно.


Для крупного потребителя стал экономически целесообразен переход на собственную генерацию. И крупные потребители стали на нее переходить. Что в свою очередь закручивает ценовую спираль, перераспределяя затраты на энергетическую инфраструктура на прочих потребителей.


В итоге риск строительства избыточной энергетической инфраструктуры, уход от которого и являлся одной из целей либерализации рынков электроэнергии, был полностью реализован.


Что и вызывает большое недовольство со стороны потребителей.




Какой может быть выход из ситуации



Целесообразным видится отказ от мощности и переход на рынок одного товара – электроэнергии. Мощность как инструмент обновления инфраструктуры свою задачу решила.


Одновременно необходимо отказаться от различного рода ценовых ограничений (ценопринимания) на рынках электроэнергии.


Это приведет к росту конкуренции между генерирующими объектами за загрузку. Реализуется принцип кто работает, тот ест.


С другой стороны, резко вырастет волатильность цен – станции, которые работают в пиковом режиме будут вынуждены все затраты вкладывать в ограниченное число часов в которые они работают, что будет формировать высокие маржинальные цены.


Страшна ли волатильность? В условиях, когда население защищено тарифами, скорее нестрашна.


Волатильность – это не только экстремально высокие цены, но и экстремально низкие. В итоге и поставщики и потребители будут заинтересованы в борьбе с ней.


Переход на рынок одного товара приведет к расцвету рынка двусторонних договоров на электроэнергию, который сейчас можно сказать скорее мертв, чем жив.


В дальнейшем этот рынок можно дополнить различными финансовыми инструментами – фьючерсами и другими.


В рынок одного товара хорошо впишется и Demand response, как еще один механизм ухода от экстремально высоких цен.




Как строить новые станции?



Новое крупное строительство все равно будет необходимо в ряде случаев. Его можно финансировать за счет фиксированной надбавки к цене на электроэнергию.




Что делать со старыми ДПМ и уже разыгранной на КОМ мощностью?



Это сложный вопрос. Станции, мощность которых оплачивается через КОМ проще всего перевести на рынок одного товара (перестать проводить новые КОМ и возможно отменить последние).


С ДПМ все сложней, у потребителей есть обязанность по возврату инвестиций в фиксированный период.


Как вариант можно будет вычислить объем средств, который необходимо вернуть владельцем ДПМ и пересчитать их в надбавку к цене на электроэнергию исходя из определенного норматива на выработку электроэнергии (это, кстати, может быть выгодно поставщикам, у которых высокая загрузка). Но такой вариант возможен в случае, если владельцы ДПМ согласятся на такие изменения договорных условий.


Если же консенсуса не будет, какое-то время до завершения договоров ДПМ мощность будет присутствовать в рынке. Но при этом для владельцев ДПМ продажа электроэнергии не сможет происходить на маржинальном принципе, так как поставщиками, перешедшими на один товар, в электроэнергию уже будут заложены полные затраты. Электроэнергию объектов ДПМ в этом случае скорее всего придется регулировать через тарифы.


В любом случае учитывая текущие изменения в энергетике – распространение распределенной генерации, ВИЭ, систем накопления энергии и в целом упрощение самостоятельного обеспечения электроэнергией потребителей, крупным поставщикам будет все сложнее заставлять потребителя покупать МВт, и сильнее придется конкурировать за продажу МВт*ч.



Баранов Константин – эксперт по модели рынка электроэнергии.

Просмотров: 514Комментариев: 0

Недавние посты

Смотреть все