Игорь Миронов
Перспективы генерации с учетом и без учета договоров предоставления мощности (ДПМ) и с учетом цен на газ. Схема предоставлена Советом производителей энергии
Вторым этапом должны были стать запуск рынка мощности и полная либерализация. На этом этапе реформа забуксовала, и единственным, пожалуй, достижением этого этапа стало заключение договоров о предоставлении мощности (ДПМ).
Действующая модель хоть и появилась не так давно, оказалась неудачной, во многом из-за вмешательства со стороны государства, применяющего нерыночные механизмы регулирования и управляющего отраслью в «ручном режиме».
Именно поэтому в 2012 году началась работа над новым вариантом модели рынка.
Представители НП «Совет производителей энергии» в составе рабочей группы Комитета по стратегии при Наблюдательном совете НП «Совет рынка» рассмотрели пять моделей развития энергорынка. Все предложения по изменению модели ОРЭМ можно условно разделить на три группы.
Предложения, которые предполагают совершенствование существующей модели ОРЭМ путем решения проблем без кардинальных изменений, предложения, которые предполагают значительные изменения существующей модели ОРЭМ: модель без рынка мощности, основанная на свободных договорах и рынке системных услуг; переход на свободные двусторонние договоры как основной механизм ценообразования на мощность и электроэнергию.
Предложения по совершенствованию отдельных аспектов функционирования ОРЭМ: механизмы стимулирования модернизации тепловой генерации; возможные механизмы привлечения долгосрочного финансирования энергетическими компаниями инвестиционных программ; механизмы участия гарантирующих поставщиков на ОРЭМ.
Наиболее острым среди несогласованных предложений является вопрос взаимосвязи механизмов отбора и ценообразования в отношении электроэнергии и мощности на оптовом рынке.
При этом были выделены ключевые проблемы ОРЭМ и определены предложения по их решению. Прежде всего на законодательном уровне необходимо признать наличие перекрестного субсидирования между различными группами потребителей, а также теплом и электрической энергией (мощностью), что позволит разработать и внедрить механизмы и план поэтапного снижения перекрестного субсидирования.
Последние десять лет тарифы для населения, сельхозпотребителей, коммунального хозяйства, железнодорожного транспорта искусственно занижаются и разница перекладывается на промышленность. В результате энергопотребление промышленных потребителей падает и страдают генерирующие компании. Кроме того, перекрестное субсидирование при установлении тарифа на тепло приводит к отказу крупных потребителей от использования системы центрального теплоснабжения. Это приводит к росту потребления топлива, тогда как более дешевый способ получения теплоэнергии – когенерация – сокращает объемы производства.
Помимо этого, новая модель должна учитывать ситуацию с критическим износом оборудования тепловой генерации. Действующий парк тепловой генерации отличается высокой долей изношенного оборудования, возраст 30% установленной мощности или 46 ГВт превышает 40 лет, что повышает риски аварий и обуславливает опережающий рост стоимости электроэнергии.
В настоящее время отсутствует механизм стимулирования инвестиций и окупаемости вложенных в модернизацию средств. Так, действующий механизм конкурентного отбора мощности (КОМ) не предполагает включение в ценовую заявку затрат на модернизацию генерирующего оборудования.
С учетом длительности инвестиционного цикла, невключение в КОМ на 2014-й и последующие годы в цену мощности средств для финансирования модернизации, ввод в эксплуатацию первых проектов модернизации будет возможен не ранее 2018 года.
Задержка принятия решения о механизме стимулирования инвестиций в модернизацию к 2018 году приведет к критическому росту объема установленной мощности старше 40 лет по ряду энергосистем более чем на 50%.
Необходимо отметить, что в рамках оптового рынка электроэнергии существует работоспособный механизм привлечения инвестиций – договор о предоставлении мощности. Инструмент ДПМ доказал свою эффективность и работоспособность, в рамках него генераторы обязуются реализовать проекты строительства новой генерации в обмен на предпосылки для возврата инвестиций.
Исходя из вышеизложенного, необходимо доработать модель экономического стимулирования инвестиций в модернизацию генерирующих мощностей на основе методологии ДПМ с фиксацией обязательств генераторов и гарантий возврата инвестиций.
Реализация механизма ДПМ позволила существенно увеличить объем вводимых мощностей, но данный механизм заканчивает свое действие в 2017 году. Прирост мощности с 2007 по 2017 год за счет механизма ДПМ составит 36,4 ГВт, но это всего около 15% от установленной мощности страны, и модернизация прочего энергооборудования все равно неизбежна. Текущая цена обеспечивает окупаемость существующих станций, но не обеспечивает возврат инвестиций ни в модернизацию, ни в новое строительство. Если бы при этом цена на газ была на уровне равной доходности на внутреннем рынке, то новое строительство было бы конкурентоспособным за счет экономии топлива на существующих станциях, но при этом цена на электроэнергию была бы почти в два раза выше. При действующих же ценах на топливо для окупаемости проектов нового строительства и модернизации на газовых электростанциях цены нужно было бы поднять на 30%, на угольных – в 1,5 раза.
Альтернативным вариантом могут быть рыночные инструменты для инвесторов, что также допускает риск роста цен в отдельных дефицитных регионах. Для окупаемости проектов по капитальной модернизации генерации необходим уровень цен на мощность свыше 300 тыс. руб. за 1 МВт/мес.
Модель рынка должна исключать искажение рыночного ценообразования за счет регуляторного вмешательства в организацию функционирования оптового рынка. Новая модель рынка должна предусматривать меры по ужесточению платежной дисциплины в отношении злостных неплательщиков, включая необходимые для этого меры на розничном рынке. Так, в 2013 году уже заработал механизм лишения статуса участника оптового рынка и с июня должна начать действовать система финансовых гарантий на ОРЭМ.
Нужно разработать систему показателей надежности энергосистемы в целом и надежности электроснабжения потребителей (включая величину резерва, технические требования и ограничения для генерирующего оборудования на рынке электроэнергии и мощности, программы ремонтов, системные ограничения, технические требования к условиям присоединения к электрическим сетям и др.), на основе которых можно оценивать экономический эффект для участников ОРЭМ.
Кроме того, участники рынка готовы поддержать организацию биржи топлива, в том числе рынка оперативной переторговки поставок газа, а также меры, стимулирующие поставщиков топлива заключать долгосрочные контракты.
У потребителей должна быть возможность влиять на рыночную цену, в том числе возможно участие потребителей в управлении (ограничении) нагрузкой. Выбор механизма оплаты мощности не является определяющим в данном вопросе.
