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 бы