• Teplovichok Today

Глаза боятся – руки делают или как участники оптового рынка предпочли рынку план

Черепанов Ян – заместитель начальника отдела развития электроэнергетики и энергоэффективности Департамента государственного регулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Минэкономразвития России.


Немного о том, как принятие программы модернизации тепловой генерации укладывается в голове отдельно взятого регулятора и о месте, которое, по его мнению, она займет в архитектуре оптового рынка электрической энергии и мощности.


Предпосылки


Разработка программы модернизации тепловой генерации – наглядный пример того, как в условиях, когда результирующая интересов основных стейкхолдеров определена, поиск чиновниками удовлетворяющего ее решения становится делом техники. При этом упрека в этой ситуации точно не заслуживают первые (экономические агенты действуют в основном рационально в пределах своего горизонта планирования). Попрекнуть же вторых можно, ведь их горизонт планирования – почти весь временной луч, а оптимизация на таком горизонте предполагает приоритет стабильных и жестких институтов (правил) над изменчивыми балансами и прогнозами.


Так где же недосмотрели регуляторы, раз, оказавшись между рисками массированного вывода генерации из эксплуатации в среднесрочной перспективе с одной стороны и давлением результирующей интересов крупных участников рынка с другой, вынуждены выводить инвестиционный процесс на ОРЭМ за рамки воздействия рыночных стимулов?


Ответ мне видится в том, что регуляторы допустили перерастание «детских болезней» реформы, возникших, как временные «заглушки», упрощающие процесс трансформации отрасли, в хронические. Это и незаконченность реформы розничного рынка, которая предопределила болезненно нерепрезентативный (со смещенной мотивацией) субъектный состав оптового рынка со стороны потребителей. Это и перекрестное субсидирование, превратившееся из способа ускорить процесс реформирования, позволяющего на время вывести население «за скобки» процесса, в инструмент поддержки целых территорий и отраслей за счет участников процесса «нерегулируемого» ценообразования. Это и хронический страх регуляторов перед волатильностью нерегулируемых цен и низкое качество антимонопольного регулирования, которые выливаются в повсеместное cap-регулирование вместо таргетирования уровня рыночной концентрации. Это и начальный вектор развития, заданный первой программой ДПМ и механизмом «вынужденной» генерации, усиленный программой поддержки ВИЭ, введением территориальных надбавок и регулируемой эластичности спроса в КОМ, который в итоге трансформировал зародившийся рынок мощности де факто в рынок предоставления субсидий.


Таким образом, сохранение «НВВ» первой программы ДПМ под видом «программы модернизации» – следствие консервации незавершенности реформы, в том числе предопределившей дефицит инвестиционных ресурсов, формирующихся в рамках рыночных механизмов, и дальнейшую олигополизацию рынка в условиях перекрестного субсидирования и пассивного спроса. В отношении выбора между сценарием расконсервации целого множества застарелых проблем и инерционного движения наша система государственного управления срабатывает надежно предсказуемо, а участники оптового рынка в этих условиях лишь действуют по принципу наименьшего сопротивления сообразно среднесрочным интересам.


Техника имеет значение


Экономическая эффективность «нерыночного» механизма привлечения инвестиций во многом зависит от предусмотренной таким механизмом целевой функции, представляющей собой правила отбора проектов по заданным критериям. В вырожденном виде целевая функция может представлять собой поименованный список объектов инвестиций, перечня инвестиционных мероприятий и фирм-инвесторов в отношении каждого объекта, а также установленных стоимостных параметров. Такой целевая функция была в рамках первой программы ДПМ.


По результатам разработки программы модернизации можно зафиксировать следующий промежуточный результат:

  • асимметрия информации в части состояния генерирующего оборудования электростанций обусловила готовность регуляторов делегировать выбор наиболее эффективного состава мероприятий собственнику соответствующего генерирующего объекта;

  • ограниченность «высвобождающихся» от первой программы ДПМ средств потребителей относительно инвестиционного аппетита генерирующих компаний в отношении низкорисковых (предусматривающих гарантию цены, обеспечивающей установленный базовый уровень доходности на капитал) проектов по обновлению собственного генерирующего оборудования обусловила готовность регуляторов к реализации конкурсной процедуры отбора проектов;

  • результатом дискуссии регуляторов по вопросу выбора показателей эффективности проекта (исходное предложение Минэнерго России по заявляемому инвестором Capex против предложения Минэкономразвития России по заявляемому инвестором значению величины базовой нормы доходности на Capex, формируемый по результатам взвеса значений, указанных инвестором и всеми потребителями в заявках в отношении каждого проекта) стало принятие в качестве показателя эффективности оценки прогнозного уровня полных приведенных затрат на производство 1 кВт*ч электрической энергии (LCOE), рассчитываемой на основе заявляемых инвестором стоимостных параметров.

Экономическая эффективность механизма, в котором реализованы указанные промежуточные итоги дискуссии по модернизации относительно вырожденного варианта представляет собой функцию двух переменных:

  1. Качество реализации свободы выбора инвестором технологических решений (технологическая нейтральность), в том числе качество отражения этого выбора на значении показателя эффективности проекта (оценке LCOE);

  2. Уровень конкуренции проектов на этапе отбора.

Ключевым риском для технологической нейтральности механизма можно с уверенностью назвать установление требований по локализации производства генерирующего оборудования на территории Российской Федерации, выполнение которых необходимо для возврата в цене на мощность Capex на это оборудования. Причем, в отношении паровых турбин и котельного оборудования данные требования сопряжены исключительно с рисками снижения конкуренции на отечественном рынке энергомашиностроительного оборудования (стратегических задач по развитию (локализации) новых производств паросилового оборудования у Правительства РФ нет), что является фактором роста фактической стоимости генерирующего оборудования для программы модернизации и даже снижения уровня конкуренции на этапе отбора проектов.


В отношении установления высоких требований по локализации (выше 90 %) для газовых турбин большой мощности на первых отборах проектов (с началом поставки мощности до 2025 г.) стоит отметить, что отечественных турбин, показатели надежности работы которых находятся в разумных пределах, нет. А, следовательно, устанавливая в отношении них жесткие требования, мы не только сужаем для собственника электростанции пространство выбора оптимального технологического решения по ее модернизации или вынуждаем его идти на технологические риски, но и ставим под риск достижение целевых показателей удельного расхода топлива при производстве электрической энергии (УРУТ) к 2025 г., предполагающих существенный рост энергоэффективности отечественной тепловой электроэнергетики, которые зафиксированы Комплексным планом по повышению энергетической эффективности экономики России [1].


Также, на технологическую нейтральность может оказать влияние формула расчета показателя эффективности проектов. Например, если проект предполагает надстройку генерирующего объекта газовой турбиной, то это очевидным образом сопряжено с увеличением топливной эффективности генерирующего объекта после реализации мероприятий по модернизации, что в свою очередь существенно увеличивает прогнозную загрузку генерирующего объекта (КИУМ). В связи с этим оценка КИУМ в отношении таких проектов на основе статистики его работы некорректна и существенным образом дискриминирует проекты, связанные с ростом топливной эффективности. Таким образом, представляется целесообразным позволить заявлять прогнозный КИУМ в отношении проектов, предусматривающих надстройку генерирующего объекта газовой турбиной.


Стоит также отметить зависимость уровня конкуренции от жесткости входных требований к проектам (в том числе по значению показателя статистической востребованности генерирующего объекта), а также от уровня рыночной концентрации по суммарной величине мощности генерирующих объектов, проекты в отношении которых соответствуют входным требованиям для участия в программе модернизации (особенно это актуально для второй ценовой зоны ОРЭМ). Вместе с тем влияние первого фактора не столь существенно в рассматриваемых диапазонах (показатель востребованности менее 50%), а эффективно управлять вторым фактором не представляется возможным в условиях низкого качества антимонопольного регулирования.


Таким образом, всерьез управлять уровнем конкуренции на этапе отбора возможно исключительно через объем «спроса на модернизацию в году t» – объем мощности, подлежащий отбору с началом поставки в году t. Всерьез, однако, данная возможность пока не прорабатывалась. Соответственно, ключевое значение приобретает cap-регулирование – установление корректных предельных значений для заявляемых стоимостных параметров (Capex, базовая норма доходности, Крсв и др.).


Что дальше?


В условиях, когда механизм привлечения инвестиций в продление ресурса старой генерации оформлен в виде программы модернизации, представляется возможным с существенно меньшими рисками для среднесрочных балансов решить следующие стратегические задачи.


1. Либерализация механизма вывода генерации из эксплуатации. Спрос на выводы объектов со стороны генерирующих компаний в силу появления альтернативы в виде участия в программе модернизации существенно снизится. Это позволит в относительно безрисковом режиме реализовать конкурсную процедуру выбора мероприятий, замещающих генерирующий объект, в отношении которого собственником подана заявка на вывод из эксплуатации (выбор наиболее дешевой альтернативы: сетевые мероприятия, конкурентный отбор замещающей генерирующей мощности или долгосрочный экономически обоснованный тариф на продолжение эксплуатации генерирующего объекта). Список этих альтернатив в перспективе может быть дополнен:

  • в случае отсутствия программы модернизации – проектом собственника генерирующего объекта по его модернизации;

  • в случае совершенствования механизмов обеспечения гарантии выполнения обязательств потребителей в рамках их активного участия в обеспечении средне- и долгосрочных балансов системы – проектами потребителей по строительству собственной генерации или долгосрочными обязательствами по ценозависимому снижению потребления.

2. Формирование конкурентной ценовой зоны Дальнего Востока на ОРЭМ. Необходимость замещения/модернизации генерирующих объектов в ОЭС Востока может быть использована как механизм формирования нового (в перспективе конкурирующего) субъектного состава участников за счет проведения открытых конкурсов на замещение выбывающих мощностей по аналогии с механизмом КОМ НГ. То есть применение «невырожденной целевой функции» в отношении модернизации генерации в ОЭС Востока может не только обеспечить конкурентное снижение стоимости модернизации и соответствующей тарифной нагрузки, но и заложить основу для формирования самостоятельного энергорынка.


3. Переход от cap-регулирования к таргетированию рыночной концентрации в КОМ и на рынках электроэнергии.


В условиях существенной дифференциации состава генерирующего оборудования в отрасли по технологическим характеристикам, износу и востребованности cap-регулирование не всегда позволяет эффективно формировать рыночные стимулы к инвестициям. Кроме того, когда участники рынка исходят из того, что долгосрочной целью антимонопольной политики является сдерживание ценовой волатильности, маржинальная прибыль в РСВ/БР/КОМ перестает быть источником инвестиционного ресурса. Особенно, если «по соседству» реализуется программа модернизации на основе ДПМ. Однако, если вместо сдерживания «ценовых всплесков» долгосрочной целью антимонопольной политики становится сдерживание концентрации (рыночной власти) участников, эффект от ценовой волатильности для генерирующих компаний превращается в инвестиционный ресурс, формируемый за счет рыночных сигналов.


Реализация этого принципа при совершенствовании модели проведения КОМ предполагает реализацию следующих мер/подходов:

  • актуализировать (на постоянной основе) границы зон свободного перетока (ЗСП);

  • если рыночная концентрация в ЗСП достаточна для обеспечения должного уровня конкуренции в ходе отбора – проводить долгосрочные отборы на основе неэластичного спроса;

  • если рыночная концентрация в ЗСП не позволяет обеспечить должный уровень конкуренции в ходе отбора – регулировать эластичность спроса до реализации мер антимонопольной политики или инвестиционных проектов в электросетевом комплексе, направленных на обеспечение приемлемого уровня рыночной концентрации участников.

Инвестиционный потенциал механизмов ВСВГО/РСВ/БР может быть усилен посредством решения следующих задач:

  • синхронизация расчетов ВСВГО и РСВ, в том числе переход к почасовому сравнению заявок на РСВ и ВСВСГО (в перспективе – на единый расчет);

  • актуализация методики применения норм антимонопольного законодательства в отношении состава ценовых заявок на РСВ/БР.

Наиболее «рыночным» инструментом снижения концентрации поставщиков в ЗСП ОРЭМ является усиление электрических связей между такими зонами. Менее «рыночным», повышающим риски участия в отрасли для инвесторов, является разделение активов между не аффилированными лицами на основе решений антимонопольных властей. Потенциальные положительные экономические эффекты, связанные с увеличением конкуренции на ОРЭМ за счет усиления связей между ЗСП, подлежат анализу и оценке, на основании которых целесообразна корректировка инвестиционных программ сетевых организаций или проведение (в целях ускорения процесса) тендеров на реализацию соответствующих мероприятий между сетевыми организациями.


В заключение стоит отметить следующее. Программа модернизации рассчитана до 2032 года. С тем, чтобы регулирующие органы не встретили 2025 г. в условиях безальтернативности ее продления, последующие 7 лет должны быть посвящены ликвидации предпосылок ее возникновения или, иными словами, завершению незаконченной реформы отрасли.


Сноски:

[1] Утвержден распоряжением Правительства РФ от 19 апреля 2018 г. № 703-р во исполнение поручения Президента РФ от 24 января 2017 г. № Пр-140ГС (подпункт а) пункта 1) по итогам заседания Госсовета по вопросу «Об экологическом развитии Российской Федерации в интересах будущих поколений».

Просмотров: 14

© 2019 Teplovichok Today. Сайт создан на Wix.com

  • White Facebook Icon
  • White Twitter Icon
  • Google+ Иконка Белый