Модель рынка не стимулирует привлечение инвестиций в отрасль, но могла бы!




Зачем вообще нужен ОРЭМ? Вопрос важный, потому что его работу обеспечивает более 650 штатных единиц (НП «Совет рынка», АО «АТС», ЗАО «ЦФР»). В дополнение к федеральному законодательству ими сформулировано, исполняется и регулярно меняется около 4,4 тыс. полновесных страниц регламентов. Одно только положение о порядке доступа к этому рынку претерпело за 15 лет свыше 230 редакций. Отметим также, что рынок этот является обязательным для генераторов свыше 25 МВт и, де-факто, для крупнейших сбытовых компаний – гарантирующих поставщиков.


В начале 2000-х государство отказалось от системы сплошного тарифного регулирования для вертикально интегрированных энергокомпаний, отделив монопольные виды деятельности и создав оптовый рынок, предполагающий конкуренцию и стимулы для роста эффективности в сегменте генерации.


В рамках ОРЭМ разрешено вводить новые генерирующие мощности, даже если существующих с избытком хватает для покрытия спроса. Более эффективная электростанция должна вытеснить старую – неэкономичную, и в то же время заработать на рынке электроэнергии за счет маржинального принципа формирования цен – по цене самого неэффективного поставщика.


Проблема в том, что эта модель так и не заработала. Мощности, построенные оптовыми энергокомпаниями за последние 10 лет вне ДПМ, вынужденных тарифов и господдержки, можно сосчитать по пальцам даже не руки, а лапы южноамериканского двупалого ленивца.


И ключевая причина здесь не в менталитете, не в плохом управлении, не в инвестиционном климате, а в цене на газ, которая для отечественных энергетиков в разы, а в последнюю неделю почти на порядок ниже, чем, например, в Европе. Маржа от продаж новой ПГУ в РФ может составить 500–600 руб./МВтч; на конкурентном рынке мощности КОМ она получит еще 400–500 руб./МВтч. Итого 0,9–1,1 руб./кВтч, что в три раза меньше, чем нужно для окупаемости проекта. Для запуска «бестопливных» ГЭС, АЭС и ВИЭ текущий уровень цен конкурентных секторов ОРЭМ также недостаточен.


Другая функция точнейшей модели оптимизации узловых цен на ОРЭМ – выявление сетевых ограничений. Не секрет, что не все энергорайоны одинаково хорошо связаны между собой. Хоть ЕЭС и едина по закону, но в ней есть явно выраженные дефицитные зоны, где даже временный вывод ТЭС в модернизацию крайне нежелателен и повлияет как на цены, так и на надежность.


По данным НП «Совет рынка» сетевые ограничения в 2019 году приводили к разнице цен в соседних узлах от 60 до 600 руб./МВтч в течение 400–2400 часов в году, но и этих сигналов явно не хватает для принятия инвестиционных решений, будь то строительство генерации или расширение сетевой инфраструктуры. Сравнительно низкие цены на топливо для ТЭС усугубляются искусственными ограничениями ценовых заявок для генераторов. На свободном конкурентном дефицитном рынке продавец диктует цену на свой товар, будь то отечественный сыр, когда французский под санкциями, или электроэнергия, особенно если генератор всего один. Но на ОРЭМ независимо от объективных обстоятельств подавать высокие ценовые заявки нужно с должной степенью осмотрительности, иначе антимонопольная служба быстро разберется, кто тут и как доминирует, и предложит поменяться ролями.


Как итог – здоровые ценовые сигналы на ОРЭМ не формируются. Но без инвестиций нет развития и надежного энергоснабжения, и регулятор прибегает к целому спектру механизмов распределения инвестиционных «денег» по договорам ДПМ и их аналогам между генерирующими компаниями всех видов и размеров.


Распределительная система с каждым годом становится все сложнее, растет конкуренция внутри сегментов, но такой подход по-прежнему не отвечает на ключевой комплексный вопрос: оптимально ли развивается энергосистема?Лучшее ли решение принимается с каждым новым ДПМ с точки зрения нагрузки на потребителей, надежности энергоснабжения, национальных интересов, приоритетов технологического и регионального развития?


В общем достоинств и проблем у ДПМ почти поровну, но системно плохо то, что гарантии окупаемости проектов понравились не только генераторам, но и банкам. Они с удовольствием дружно хрустят этим питательным кормом, но разучились жить в естественной среде и «охотиться» на прорывные инвестиционные проекты, невозможные без риска и инноваций. При этом комфортных ДПМ-проектов рынку явно не хватает для нормального органического роста: за последние 7 лет инвестиции крупных оптовых генераторов снизились по меньшей мере на 40%.


Правильные направления для эволюции ОРЭМ, на мой взгляд это:

  1. Усилить значимость ценовых сигналов на РСВ. Этого можно достичь несколькими мерами – смягчить антимонопольный контроль, обязать энергетиков платить за углеродный след, поднять цены на газ. Нагрузку для конечных потребителей можно и смягчить, если забрать часть «неожиданных» эффектов у инфрамаржинальных АЭС, ГЭС, ВИЭ.

  2. Пересмотреть ценовые параметры конкурентного отбора мощности. Инвесторы должны видеть: приближение к дефициту мощностей в ценовых зонах КОМ позволит окупить строительство новых эффективных мощностей.

  3. Сделать ревизию регулирования двухсторонних контрактов, в том числе создав условия для заключения крупными потребителями «прямых» ДПМ – аналогов PPA за рубежом.

  4. Самое главное, ОРЭМ сегодня концентрируется на генераторах и себестоимости их выработки, а в будущем нужна комплексная цифровая модель проектирования энергосистемы, поиска оптимального решения для ее развития, анализирующая не только разное сочетание видов генерации, но и возможности расширения сетевой инфраструктуры, а также эффективного применения инновационных технологий электросетевого комплекса.


Посыпанко Николай – руководитель направления регулирования энергорынков VYGON Consulting.

Просмотров: 187Комментариев: 0

Недавние посты

Смотреть все