Бизнес
Бесплатный
Иван Песчинский
Статья опубликована в № 3976 от 08.12.2015 под заголовком: Энергорынок перегружен

Энергорынок заработал по новым правилам

Но пока долгожданный переход к трехлетнему формированию цены на мощность не помогает побороть избыток предложения

Важным направлением работы в 2009 г. должна стать разработка правил долгосрочного рынка мощности», – говорилось в первом годовом отчете созданного в апреле 2008 г. некоммерческого партнерства «Совет рынка» – организации, отвечающей за функционирование и контроль оптового и розничного рынков электроэнергии. Первый четырехлетний отбор мощности (одна из составляющих платежа за свет) должен был пройти в 2011 г., вспоминает представитель НП «Совет рынка». Но срок переносился несколько раз. «Отсрочка была необходима в связи с несовершенством прежней модели конкурентного отбора мощности (КОМ). Все понимали, что отбор, проводимый в старых правилах, не дает результата, который бы можно было фиксировать на несколько лет», – объясняет представитель «Совета рынка». Новые правила работы рынка мощности появились в этом году. Сбор ценовых заявок для отбора мощности сразу на три года – 2017–2019 гг. – запланирован на 9–15 декабря.

Переинвестировали

К 2015 г. рынок электроэнергетики подошел с большими проблемами. Восстановительный рост ВВП с начала 2000-х гг. был принят за якобы устойчивый рост (в 2006 г. составил 4,2%), говорил на конференции «Электроэнергетика России» главный эксперт департамента развития электроэнергетики Минэнерго Константин Горелов. Чтобы избежать дефицита мощности, был придуман механизм договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Этот механизм учитывает капитальные и эксплуатационные затраты, расходы на выдачу мощности. Ввод энергообъектов по ДПМ уже составил 17,5 ГВт мощности ТЭС и 3,1 ГВт – АЭС. К 2020 г. будет введено еще 7,7 ГВт мощности ТЭС и 6,6 ГВт – АЭС, говорил Горелов. Потребители обязаны покупать мощность станций, построенных по ДМП. В итоге если в 2015 г. потребители заплатят по ДПМ около 180 млрд руб., то в 2016 г. эта цифра вырастет до 225 млрд руб., подсчитала главный эксперт ЦЭП Газпромбанка Наталья Порохова.

Цена старой мощности (которая учитывалась в балансе ФСТ 2007 г.) и новой формируется на КОМ. Генерирующая компания должна подать заявку в «Системный оператор» с указанием объема предлагаемой мощности, параметров оборудования и цены. Регулятор отбирает объем мощности, исходя из прогноза спроса. Энергообъекты, необходимые системе, получают статус «вынужденных» и продают мощность по специальной высокой цене.

Лишние станции

На конец августа 2015 г. были пропущены сроки ввода девяти объектов ДПМ установленной мощностью 3 ГВт, по данным «Совета рынка». Один из объектов был оштрафован на 1,34 млрд руб. Штрафы по шести объектам только рассчитывались, но не взыскивались (сумма штрафов – 1,67 млрд руб.), а два объекта было решено не штрафовать (сумма – 480 млрд руб.). Пока штрафы опоздавшим компаниям рассчитываются, но не начисляются. Это вызывает недовольство тех, кто свои уже заплатил. Единого подхода нет, признает представитель «Совета рынка». Крупные потребители (UC Rusal, «Роснефть») готовы отказаться от штрафов только в обмен на отказ от части объектов по ДПМ. Но во все объекты, как говорят поставщики, уже вложены значительные средства и от них без колоссальных убытков невозможно отказаться, передает доводы сторон представитель регулятора.

Прогнозы сулили рост энергопотребления на 3–4%, но в реальности спрос с 2008 г. вырос только на 1%, напоминает аналитик Renaissance Capital Владимир Скляр. Избыток мощности и образовавшийся из-за этого провал цены связан с излишним регулированием рынка и непродуманной программой ДПМ, говорит представитель Сибирской генерирующей компании (СГК). Порохова оценивает профицит в 12–15%. Предполагалось, что ненужные и неэффективные энергообъекты будут выводиться из строя. Но с 2011 г. было введено около 23 ГВт мощности, а выведено только 6,7 ГВт, приводил статистику Горелов. В российской энергосистеме доля объектов возрастом до 30 лет – всего 26%, 22% – старше 50 лет и 52% – в диапазоне 31–50 лет.

Неверный расчет спроса на электроэнергию повлек целый ворох проблем: генераторы перестали видеть необходимый спрос для новых блоков (или такой спрос убивал спрос на существующие блоки), банки, видя избыток предложения, ставили под сомнение прогнозы по ценам на рынке на сутки вперед и КОМ и предоставляли кредитные ресурсы с меньшим энтузиазмом, не был реформирован сектор тепла, что не дало ТГК сформировать достаточный операционный денежный поток, чтобы покрывать часть инвестиций, и компаниям просто не хватило средств, говорит Скляр.

Наиболее оптимальное решение у собственника из-за постоянной смены правил игры – это продление срока эксплуатации оборудования в режиме «вынужденной генерации», объясняет представитель ТГК-2. Нет никаких механизмов, чтобы вывести старые мощности, – нужно предусматривать программы замещения и многие другие затратные меры, считают в СГК.

Меньше предлагаешь – больше получаешь

Осенью правительство утвердило правила долгосрочного КОМа. Он впервые должен пройти по модели эластичного спроса, когда спрос задается не одним значением, а зависимостью объема от цены. В этом случае чем больше предложение, тем меньше цена, чем меньше предложение, тем цена выше. Минимальный спрос рассчитывается из прогноза пикового потребления в ценовой зоне в год поставки, а максимальный – минимального значения, увеличенного на 12%. Отбор энергообъектов проводится не для зоны свободного перетока (территория, не имеющая ограничений на передачу энергии), а для всей ценовой зоны. В ноябре по новым правилам отбор прошел на 2016 г. Второй этап – трехлетний КОМ – пройдет на днях.

Цены в точках минимального и максимального спроса – price-cap и price-floor – для каждой ценовой зоны устанавливаются решением правительства. На первом этапе цена на мощность в европейской части России и на Урале составила 112 600 руб./МВт, в Сибири – 189 200 руб./МВт. И если во второй ценовой зоне мощность подорожала (на 5,8% по сравнению со средневзвешенной ценой прошлого года), то в первой цены оказались ниже прошлогоднего уровня (на 7,8%).

Цены на мощность, сформированные на КОМе, сложились на рыночном уровне и отражают конъюнктуру, комментировал итоги представитель Минэнерго. Доля КОМа в выручке генерирующих компаний составляет 15%, таким образом она снизится на 2,8%, посчитала Порохова. Для подавляющего большинства генерирующих компаний сложившиеся цены обеспечат как минимум безубыточную эксплуатацию станций, говорил представитель НП «Совет рынка». Новая модель КОМа позволяет выстраивать долгосрочное планирование и оптимизировать планы генерирующих компаний, отмечает директор НП «Совет производителей энергии» Игорь Миронов. Потери от снижения поступления от продажи мощности по цене КОМа могут быть компенсированы растущей долей платежей по ДПМ, конечно, если компания вводит объекты без опозданий, отмечает заместитель департамента Минэкономразвития Евгений Ольхович.

Но сами компании не в таком восторге (см. инфографику). Результаты демонстрируют, что с каждым годом в электроэнергетике регулятор ужесточает условия для производителей, иногда без соответствующих экономических обоснований, считает представитель СГК. Новая модель КОМа не решила ключевой вопрос вывода из эксплуатации неэффективного оборудования, подчеркивает представитель ТГК-2. Правила и критерии вывода избыточных мощностей из строя правительство должно разработать к февралю 2016 г. – их готовит Минэнерго.

В следующем году избыток мощности составит 15,7 ГВт, а к 2019 г. достигнет 21,8 ГВт, оценивала заместитель гендиректора «Интер РАО – управление электрогенерацией» Александра Панина. Снижение избытка на 1 ГВт повысит цены в первой зоне на 2378 руб./МВт, во второй – на 12 700 руб./МВт, говорила Панина.