Итоги регулирования рынка мощности в 2015 году
Дата: 18/01/2016
Тема: Атомная энергетика
 Алексей Фаддеев, эксперт-аналитик Департамента исследований ТЭК ИПЕМВ 2015 г. были приняты важные регуляторные решения на рынке электрической мощности – организована новая модель конкурентного отбора мощности (КОМ) и ужесточена процедура получения статуса вынужденной генерации (ВР). Однако, рост тарифной нагрузки на потребителей из-за договоров на поставку мощности (ДПМ) существенно перекрыл положительные эффекты данных решений.
По мнению Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), в текущих условиях необходимо принять дальнейшие меры по стимулированию вывода генерирующих объектов из эксплуатации, а для привлечения инвестиций в отрасль в перспективе может использоваться механизм гарантирования инвестиций (МГИ), который представляется более рыночным, долгосрочным и приемлемым решением для потребителей по сравнению с ДПМ.
Завершился 2015-й год – третий год снижения электропотребления в ЕЭС России. По данным СО ЕЭС, за прошедший год электропотребление в ЕЭС сократилось на 0,5%. Текущая динамика электропотребления радикально отличается от наблюдавшейся в период 2008—2011 гг., когда проводились основные преобразования в отрасли, а потому большой интерес представляет то, как регулирующие органы и компании приспосабливаются к изменившимся условиям.
Особого внимания заслуживает рынок мощности, который в 2015 г. подвергся значимым преобразованиям. Напомним, что этот рынок состоит из нескольких сегментов, существенно различающихся по принципам ценообразования, среди которых можно выделить 3 основных:
1. конкурентный отбор мощности (КОМ); 2. мощность, предоставляемая в вынужденном режиме (ВР); 3. мощность, подлежащая обязательной покупке согласно договорам о предоставлении мощности (ДПМ [1]). Конкурентный отбор мощностиГлавное событие 2015 г. на рынке мощности — это запуск новой модели КОМ, предполагающей долгосрочный отбор по ценовым зонам с применением «эластичной кривой спроса». О планах запуска долгосрочного КОМ речь шла с момента организации рынка мощности в 2010 году. Трехлетние гарантии оплаты мощности по изначальному замыслу должны были повысить привлекательность данного сегмента рынка в качестве механизма привлечения инвестиций. Теоретически КОМ должен использоваться в дальнейшем вместо ДПМ, который неоправданно дорого обходится потребителям. Первый трёхлетний КОМ был проведён в декабре 2015 г., когда была отобрана мощность на период 2017—2019 гг. Эффективные ценовые сигналы для генерирующих компаний по выводу оборудования из эксплуатации должна создать эластичная кривая спроса — этот инструмент должен решить проблему избытка мощности в ЕЭС России. Эластичная кривая спроса предполагает, что, если предложение мощности превышает заданный предел, то итоговая цена КОМ оказывается ниже «ценового потолка». Эта линейная зависимость действует, пока не будет достигнут «ценовой пол». На рисунке 1 можно увидеть, что «эластичная кривая» действует в довольно узком диапазоне мощности: фактически был организован «ценовой коридор». 
Рисунок 1. Зависимость цены КОМ от предложения мощности
Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС
Новая модель КОМ предполагает отбор мощности по двум ценовым зонам, а не по 21 «зоне свободного перетока» (далее – ЗСП) — это позволило отказаться от жёсткого регулирования цен в большинстве ЗСП. С применением эластичной кривой спроса и отказом от ЗСП был также проведён «промежуточный» КОМ на один год — 2016. По результатам долгосрочного КОМ цена стабилизировалась на уровне 130 тыс. руб. / МВт / мес. (рисунок 2): в первой ценовой зоне она чуть снизилась, во второй — несколько выросла. Это значит, что за период с 2011 г. по 2019 г. цена мощности на КОМ вырастет лишь на 0,6% в год. Суммарная выручка генераторов на КОМ также вырастет незначительно: с 245 млрд руб. в 2015 г. до 250 млрд руб. в 2019 г. Подобные результаты говорят о том, что шаги были предприняты верные. Однако, предпринятые меры явно недостаточны. Введение «эластичной кривой спроса» аргументировалось тем, что генерирующие компании смогут варьировать свои стратегии: либо получить оплату всей своей мощности по более низкой цене, либо вывести часть оборудования из эксплуатации и получить более высокую цену на оставшуюся мощность. В действительности массового вывода оборудования не последовало: в 1-й ценовой зоне, где конкуренция между генерирующими компаниями относительно высока, цена мощности продолжает сокращаться (110 тыс. руб. / МВт / мес. на 2019 г. против 122 тыс. руб. на 2015 г., рисунок 2), а излишние мощности не выводятся. Генерирующие компании аргументировали отказ от вывода оборудования тем, что они были вынуждены за 2 месяца принять решение о выводе отдельных объектов из эксплуатации на 4 года вперед.  Рисунок 2. Цена КОМ на 2011—2019 гг.
Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС Новая модель КОМ не способна и дать сигналов к новому строительству. Очевидно, что 3-летнего срока при сохранении низких цен совершенно недостаточно, чтобы сравниться с условиями ДПМ, которые предусматривают 10-летние выплаты по более высоким ставкам (в 2014 г. составили 560 тыс. руб. / МВт / мес. для ТЭС и 700 тыс. руб. для ГЭС и АЭС). Следовательно, даже в условиях роста спроса на мощность КОМ в новой редакции не способен стать инструментом привлечения инвестиций в отрасль. Вынужденная генерацияВторое важное событие года — ужесточение требований к «вынужденным генераторам». Понятие «поставка мощности в вынужденном режиме» (далее – ВР) было введено для обозначения наименее конкурентоспособного генерирующего оборудования, которое, тем не менее, нельзя в данный момент вывести из эксплуатации. Для включения объекта в перечень ВР он должен удовлетворять одному из двух условий: 1. генерирующий объект может иметь особое значение для обеспечения системной надёжности — так называемое условие «по электрике»; 2. объект может быть важным для обеспечения теплоснабжения — так называемое условие «по теплу». К концу 2015 г. мощность этой «лишней» генерации превысила 17 ГВт (рисунок 3), а объём выплат в данном сегменте рынка в 2014 г. составил 20 млрд руб., что равно 1,5% от выручки генераторов на ОРЭМ. 
Рисунок 3. Мощность «вынужденной генерации» по предварительным данным и реальному состоянию
Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС, АТС Регуляторами не были заблаговременно сформированы механизмы, стимулирующие генерирующие компании к консервации или демонтажу оборудования. Даже процедура получения генерирующим оборудованием статуса ВР была ужесточена лишь в 2015 году, в частности: 1. Полный перечень оборудования ВР стал утверждаться перед проведением КОМ — таким образом, стало невозможным требовать наделения статусом ВР «по теплу» оборудования, не прошедшего КОМ парой месяцев ранее. 2. Статус ВР стало возможным получить только раз в 3 года, перед проведением долгосрочного КОМ. 3. Для получения статуса ВР «по теплу» компания обязана предоставить не только запрет на вывод объекта от муниципалитета (как то было прежде), но также подтверждение от губернатора о том, что оплачивать вынужденную мощность полностью будут только потребители региона. Глава региона имеет право не выдать такое подтверждение, что приведёт к тому, что определённая ТЭЦ не получит статуса ВР. Если затем она не будет отобрана на КОМ, то её мощность не будет оплачиваться вообще. Однако, даже если функционирование данной ТЭЦ будет убыточным, компания не будет иметь права останавливать поставку тепла от неё при отсутствии альтернативных ТЭЦ или котельных. Если генерирующий объект не получил статус ВР и не был отобран на КОМ, то он всё ещё может получить статус ВР «по электрике» постфактум. В результате проведённых мер удалось снизить объём мощности, оплачиваемой по условиям ВР: к 2020 г. объём этой мощности сократится до 9,6 ГВт (на 44%). По нашему мнению, этот результат нельзя назвать безоговорочно успешным: в 2012 г. объём «вынужденной» мощности составлял лишь 4 ГВт. Договоры о предоставлении мощности К сожалению, вся выгода от регулирования сегментов КОМ и ВР пропадает на фоне растущих объёмов мощности, оплачиваемой по ДПМ. В 2015 году наблюдается пик вводов мощности по этим условиям — по различным оценкам, он составит 5,8–6 ГВт. Теперь потребителям придётся долгие годы платить за обновление введённых генерирующих мощностей — а в ближайшее время начнутся и запуски новых энергоблоков АЭС. В 2014 году за 18,8 ГВт ДПМ-генерации потребители заплатили 112 млрд руб., а к концу 2019 г. её мощность возрастёт почти вдвое (до 36 ГВт) (рисунок 4). Если в 2014 г. ДПМ-генерация давала 8% выручки генкомпаний на ОРЭМ, то в 2019 г. эта доля должна составить не менее 15%. 
Рисунок 4. Структура мощности по сегментам рынка
Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС, АТС В 2015 году сдвинулось с мёртвой точки строительство ВИЭ-генерации для ОРЭМ. В 2014 г. была введена только одна солнечная электростанция (СЭС), в 2015 г. — уже четыре (не считая расширения введённой в 2014 г. Кош-Агачской СЭС). Разумеется, реальный объёмов вводов за эти 2 года составил гораздо меньше планировавшихся (45 МВт против 654 МВт). Однако, ограниченный объём вводов означает ограничение дополнительной и необоснованной ценовой нагрузки на конечных потребителей. Также положительно можно оценить некоторое сокращение плановых объёмов необходимой к отбору мощности, проведённое перед конкурсом ДПМ ВИЭ 2015 г. Таким образом, если изначально к 2021 году планировалось ввести 5,9 ГВт ВИЭ-генерации, то в текущих условиях, как максимум, по этой программе будет введено 4,2 ГВт. Выводы
Подведём итоги проведённых регуляторных действий. Переход к новой модели КОМ и ужесточение получения статуса ВР являются однозначно положительными шагами регулирующих органов. Данные меры должны позволить стабилизировать цены и объём выплат в сегменте КОМ, а также снизить мощность вынужденной генерации. Однако, совершённых шагов недостаточно. Статус ВР по-прежнему получает генерирующее оборудование, введённое в последние 10 лет вне условий ДПМ — это блоки ТЭС «Международная», Юго-Западной ТЭЦ, ГСР ТЭЦ, Шахтинской ГТЭС, Ноябрьской ПГЭ. Вопросы вызывает наделение статусом ВР мобильных ГТЭС и малых ГТ-ТЭЦ. Мобильные ГТЭС являются резервом на случай аварий в энергосистеме: изначально они были установлены в Московской области после аварии на подстанции «Чагино», затем они были переброшены в район Сочи на время проведения Олимпийских игр, впоследствии — в Крым (не входит в ценовые зоны ОРЭМ). При этом отдельные ГТЭС продолжают работу в районе Новороссийска и Кызыла. Коэффициент использования установленной мощности мобильных ГТЭС в 2014 г. составил 7% [2]. Закономерен вопрос: зачем потребители всей страны оплачивают мощность этих электростанций, которая иногда стоит в 30 раз выше цены КОМ, если результатом их работы становится лишь некоторое повышение надёжности электроснабжения двух городов? Не проще ли повысить эту надёжность за счёт электросетевого строительства? Крайне низким КИУМ отличаются и малые ГТ-ТЭЦ, построенные из блоков мощностью по 9 МВт. Их строительством занимается АО «ГТ Энерго» (ранее ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго»), которая прошла процедуру банкротства. Низкий КИУМ и несостоятельность компании показывают неэффективность данных электростанций. Однако, некоторые из них по-прежнему обладают статусом ВР. Описанные проблемы показывают, что необходимо дальнейшее снижение мощности ВР-генерации, что могут обеспечить следующие меры: 1. запрет на присвоение статуса ВР тем объектам, которые ранее им не обладали (за исключением форс-мажорных обстоятельств); 2. запрет на присвоение статуса ВР объектам, введённым после 2008 г.; 3. запрет на присвоение статуса ВР объектам, характеризующимся низким КИУМ в течение нескольких последних лет; 4. формирование цены ВР на уровне, слабо превышающем цену КОМ, что позволит ограничить рост цены электроэнергии в регионах с высокой долей ВР-генерации. Что касается новой модели КОМ, то она представляет собой пакет «половинчатых» мер, которые не формируют выраженных ценовых сигналов к выводу мощностей из эксплуатации . Следует отметить, что до сих пор в стадии обсуждения находится проект конкурентного отбора мощности в долгосрочный резерв (КОМ ДР) — а именно гарантий оплаты законсервированных мощностей не хватает субъектам рынка для вывода части оборудования с КОМ. В качестве более радикального варианта можно рассмотреть сценарий полного исключения КОМ из инвестиционного процесса. В данном сценарии КОМ и КОМ ДР рассматриваются исключительно как механизмы покрытия постоянных (но не инвестиционных!) затрат. Функцию стимулирования инвестиций предполагается передать так называемому механизму гарантирования инвестиций (МГИ). Введение МГИ обсуждалось ещё во время реструктуризации отрасли: предполагалось, что в рамках этого механизма регуляторы (Минэнерго РФ, СО ЕЭС и т. д.) определят необходимый объём новых мощностей, площадки для строительства генерирующих объектов и сроки их ввода (как в механизме ДПМ). Кроме того, должна быть определена предельная стоимость проекта. При всём этом МГИ рассматривался как рыночный механизм (в отличие от ДПМ и строительства электростанций в Калининградской области и Крыму): каждая инвестиционная площадка должна была разыгрываться между генкомпаниями в формате аукциона с понижением цены. Теоретически такой механизм является долгосрочным: можно проводить подобные конкурсы на различные площадки каждый год (как то осуществляется сейчас в отношении объектов ВИЭ-генерации). Таким образом, МГИ представляется в качестве более рыночного, долгосрочного и приемлемого для потребителей решения, чем ДПМ или КОМ.
[1] Здесь и далее понятие ДПМ включает договоры, заключаемые в отношении строительства как ТЭС (ДПМ ТЭС), так и АЭС, ГЭС (ДКМ АЭС, ГЭС), а также электростанций, использующих возобновляемые источники энергии (ДПМ ВИЭ).
|
|