С середины 2009 года половина электроэнергии и мощности стала торговаться по конкурентным ценам. Но либерализация рынка не решила всех проблем. Его участникам предстоит договориться, какой ценник «вешать» на такой товар, как мощность, скорректировать отраслевую генсхему, «доделать» долгосрочный рынок мощности и решить массу других вопросов, пишет ИНТЕРФАКС.
Уходящий 2009 год продолжил испытывать российскую электроэнергетику на прочность: потребление повело себя кардинально противоположно планам и вместо среднегодового прироста резко упало, конкурентные цены на оптовом энергорынке также пошли вниз, появились опасения замедления темпов либерализации.
Кроме того, в отрасли остался целый круг «устоявшихся» проблем. Если коротко, суть их сводится к тому, что энергетики хотят гарантий возврата инвестиций, а потребители - за чей счет этот возврат и должен гарантироваться - хотели бы потратить деньги на что-нибудь другое. И у тех, и у других - необъятные административные ресурсы, что делает быструю победу одной из сторон маловероятной.
И вот рынок - с багажом нерешенных вопросов и отчаянной борьбой с влиянием кризиса - все же двигался «по рельсам либерализации». Ровно с середины года ровно половина электроэнергии и мощности стала торговаться по конкурентным ценам.
Но, как известно, беда не приходит одна. В августе отечественную электроэнергетику тряханула крупнейшая в ее истории авария - из энергосистемы Сибири «выпали» 6,4 ГВт Саяно-Шушенской ГЭС.
Отсутствие ГЭС хоть и не сыграло катастрофичной роли в энергоснабжении потребителей, но вытянуло наружу ряд новых вопросов и недовольств, одновременно обострив необходимость скорейшего решения старых проблем.
Энергетика в цифрах
Спад в российской промышленности сказался на электроэнергетике, естественно, еще в 2008 году - потребление в стране без учета изолированных энергосистем выросло лишь на 2%. Однако первый сильный удар кризис нанес в самом начале года, когда по итогам января энергопотребление упало на 4,5% по сравнению с первым месяцем предыдущего года.
С начала года началось падение и свободных цен в обеих зонах как по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, так и по отношению к предыдущему месяцу. Однако в апреле в первой зоне (европейская часть РФ и Урал) произошло чудо: конкурентные цены пробивали годовые максимумы аж 5 раз из-за завершения отопительного сезона и снижения теплофикационного минимума ТЭС.
Сибирь же (вторая ценовая зона) осталась равнодушной к взлету цен в европейской части РФ и на Урале и продолжила падение. И даже дефицит мощностей из-за аварии на СШГЭС не смог спровоцировать рост цен в регионе - в августе 2009 года (в месяц аварии) они упали в 1,5 раза к августу 2008 года. Справедливости ради надо отметить, что государство, тем не менее, «на всякий случай» вводило в Сибири на 2 месяца механизм сглаживания цен.
Месяц от месяца цены в обеих зонах показывали разнонаправленную динамику, в основном снижаясь по отношению к прошлогодним уровням.
Зато в декабре цены в первой зоне смогли вволю отыграть годовое падение - 4 рабочих дня подряд индексы один за другим пробивали годовые максимумы, недельный темп роста конкурентной цены превысил 30%, и на 5 дней на энергобирже был введен механизм сглаживания. Причиной столь нетипичной на фоне общегодовой ситуации стало резкое похолодание в европейской части страны, когда температуры отклонялись от климатической нормы на несколько градусов.
Морозы стали причиной и другого рекорда энергорынка - пиковое потребление энергомощности в ЕЭС в середине декабря превысило показатели холодной зимы 2005-2006 гг., достигнув 148,7 тысячи МВт. Причем осенне-зимний период 2005-2006 гг. был самым холодным с 1978 года.
Но, несмотря на рекордную в середине декабря выработку в первой ценовой зоне, в целом по 2009 году в РФ прогнозируется падение потребления на 4,8%. Однако замминистра энергетики Вячеслав Синюгин видит некоторый рост энергопотребления в 2010-2011 гг., хотя и «умеренными темпами».
Вслед за ростом потребления в 2010 году ожидается и рост цен в обеих зонах. По мнению замглавы Совета рынка Дмитрия Шкатова, в европейской части РФ и на Урале среднемесячные цены в 2010 году вырастут приблизительно на 100 рублей по отношению к соответствующему месяцу 2009 года.
«Во второй ценовой зоне цена (составит в начале года) 450-460 (руб./МВт.ч), потом будет спускаться, а потом опять подниматься, достигнет максимума где-то в феврале. Минимум будет в июне-июле, затем плавно опять поднимется к декабрю», - сообщал ранее ИА «Интерфакс» Дмитрий Шкатов. При этом он не исключает всплеска цен в Сибири летом из-за усиленного ремонта тепловой генерации после несения допнагрузок в зимний период.
Реинкарнация рынка мощности
Еще в феврале 2008 года правительство РФ утвердило генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, где были описаны параметры развития отрасли на долгосрочную перспективу, в том числе топливный баланс, потребление. Отталкиваясь от схемы, были разработаны инвестпрограммы генкомпаний с указанием места, сроков и стоимости строительства новых мощностей. Именно эти планы стали обязательными к реализации для новых собственников ОГК и ТГК и были скреплены договорами на предоставление мощности (ДПМ). Возврат инвестиций при строительстве новой генерации должен был обеспечить долгосрочный рынок мощности.
Уходящий год показал, что ни один из параметров долгосрочной стратегии развития отрасли не функционирует безусловно и требует пересмотра. Как минимум. Как максимум, один из них - долгосрочный рынок мощности - не разработан вовсе.
В течение года концепция долгосрочного рынка мощности пережила тройную реинкарнацию. Так, в начале года Совет рынка, отвечающий за написание документа, предлагал отказаться от общего конкурентного отбора мощности в рамках долгосрочной модели и разделить всю генерацию на «обязательную новую», учтенную в генсхеме до 2020 года, «действующую» и «новую», не учтенную в генсхеме. Для каждого вида проект концепции предусматривал свои правила игры.
Наиболее острые дискуссии сторон при обсуждении концепции рынка мощности касались уровней цен на мощность (и будут ли эти уровни вообще), договоров на предоставление мощности, статуса атомной и гидрогенерации. Следующая версия, как показалось с первого взгляда, смогла в большей степени снять эти разногласия.
Так, в частности, новый проект концепции долгосрочного рынка мощности предусматривал разделение генерации на «старую» и «новую» (построенную до и после 2007 года), а для каждого типа были закреплены верхние пределы цены, которые должны были постепенно сближаться от года к году. Причем концепция предусматривала набор механизмов и правил оплаты модернизируемой и реконструируемой мощности. Более того, разработчикам удалось прописать участие в рынке мощности АЭС, ГЭС и генерации в рамках ДПМ.
В проекте даже был назван вполне оптимистичный прогноз запуска первого долгосрочного конкурентного отбора мощности - он мог состояться уже до 25 декабря.
И вот когда инвесторы практически получили ответ на мучавший их вопрос - «как окупятся вложения», рынок всколыхнуло очередное заявление Минэнерго: долгосрочный рынок мощности все же не будет запущен до конца года, а первый конкурентный отбор пройдет до 1 сентября 2010 года.
Причем эта, третья, версия проекта концепции должна была, по замыслу Минэнерго, утверждаться двумя постановлениями правительства. Первое закрепило бы саму модель долгосрочного рынка мощности, а второе - пресловутый price cap для «старой» и «новой» мощности.
По большому счету, третья версия в целом и «разнесение» ее на два постановления в частности показали, что участникам так и не удалось прийти к консенсусу в обсуждении уровней цен на мощность, а дискуссии обострились настолько, что price cap пришлось вынести за скобки обсуждения самой модели. Эти дискуссии идут до сих пор, теперь, правда, и модель рынка мощности, и уровни цен опять предполагается утверждать единым постановлением.
Причем на фоне обсуждения ценовых параметров постепенно различные ведомства начали высказывать мнения о нецелесообразности дифференциации мощности на «старую» и «новую». Первой об этом заявила антимонопольная служба - ФАС «предлагает установить единый предельный размер платы за мощность для целей проведения конкурентного отбора без дифференциации на старую и новую мощность».
Потом о том же заговорил и Совет рынка. Так, Владимир Шкатов заявил ИА «Интерфакс», что разделять мощности на «новую» и «старую» целесообразно лишь в рамках действующей переходной модели энергорынка, «потому что они (мощности) все-таки очень разные». А в перспективе, по его мнению, установление единого уровня цен на мощность необходимо, «чтобы была нормальная конкуренция между старой и новой мощностью, потому что сейчас, естественно, ее нет». К тому же, по его словам, само по себе разделение «носит несколько искусственный характер, хотя экономически обоснованный».
О том, что очередная «последняя версия» концепции предполагает установление единого предельного уровня цен для старой и новой генерации с 2011 года для каждой зоны, сообщил ИА «Интерфакс» глава Совета рынка Дмитрий Пономарев. Глава партнерства заявлял, что именно эта версия концепции могла быть внесена в правительство в 20-х числах ноября. Но и эти ожидания не оправдались, а участники дискуссии столкнулись с очередным препятствием, на этот раз правовым. Юристы, принимавшие участие в разработке рынка мощности, не могли решить что же такое мощность - товар или услуга.
В итоге, по информации «Интерфакса», юристы решили, что мощность - это товар. А вот какой «ценник» прикрепить к этому товару, участникам еще предстоит обсудить.
Так что говорить, что концепция долгосрочного рынка мощности в этом году пережила тройную реинкарнацию, видимо, не вполне правильно - до конца года участники рынка, как ожидается, увидят очередную версию документа. По крайней мере, как ожидают источники ИА, Совет рынка до конца декабря разошлет сторонам новую версию правил, тем самым запустив очередной круг согласований.
Из новенького
Круг нерешенных в отрасли вопросов долгосрочным рынком мощности не ограничивается - мало того, что участникам еще предстоит скорректировать отраслевую генсхему и «перешить» ДПМы, так конец 2009 года заставил их серьезно задуматься над темой ценопринимания и низких цен на энергорынке. Причем эта тема настолько остра для производителей электроэнергии, что они предложили «перекроить» правила расторговки на энергобирже.
Что же такое ценопринимание? Дело в том, что «Системный оператор» для реализации основной цели своего существования - обеспечения бесперебойности функционирования единой энергосистемы - держит определенный резерв мощностей. Из-за этого генераторы, в частности, работают в вынужденном режиме, то есть не на полную мощность, а на минимальном уровне, иными словами на случай «мало ли что». Это, в свою очередь, заставляет станции подавать на энергобирже ценопринимающие заявки, которые не покрывают их реальные издержки.
Кроме того, ценопринимающие заявки, в соответствии с действующими нормами, подают ГЭС и АЭС, а также большинство ТЭЦ в отопительный период (они в любом случае должны обеспечивать поставку тепла).
Совет рыка понимает эту проблему и к февралю намерен написать проект постановления правительства, которое закрепит методологию компенсации генерирующим компаниям потерь от низких цен на энергорынке.
Партнерство видит 3 возможных решения проблемы - компенсацию поставщикам убытков от низких цен на рынке на сутки вперед, присвоение статуса системного генератора станциям, несущим убытки на оптовом рынке, а также замену ценопринимания на минимальное значение между ценой в заявках и тарифом для станции.
При этом компенсация недополученных доходов может производиться как за счет полностью потребителей, так и за счет распределения потерь пополам между потребителями и другими поставщиками.
Производители же предлагают более кардинальную меру борьбы с низкими ценами - перейти от ежедневных торгов на энергобирже к недельным. Такая мера, возможно, позволит отдельным станциям отключаться от недели к неделе, не участвуя в торгах. Частный случай - ТЭЦ, которые при наличии такого механизма могут уйти от поставки электроэнергии на оптовом рынке и поставлять потребителям только тепло в рознице.
Этот вариант Совету рынка еще предстоит оценить, но уже не в этом году.
Дело решенное
Нельзя не отметить, что за истекший год регуляторам все же удалось довести до логического конца некоторые поставленные кризисом и участниками рынка задачи, а также оперативно решить вновь возникшие.
К первой группе относится разработка методики оценки стоимости «новой» мощности в заявках станций при участии в конкурентном отборе генерации. Эти правила существовали и в прошлом году, но при проведении отбора мощности на 2009 год они вызвали бурю претензий, так как некоторым станциям цена мощности была значительно занижена по отношению к реальным затратам на ее строительство.
Если в рамках первой редакции методики Совету рынка приходилось проверять обоснованность заявок «вручную», то обновленный документ теперь содержит эталонную стоимость строительства генерации с поправкой на целый ряд факторов. Однако партнерству все же придется просчитывать обоснованность стоимости модернизированных объектов.
Но и при использовании улучшенной методики стороны нашли причины для противоречий - по мнению одной из генкомпаний, Совет рынка пытается зачесть часть новых мощностей как модернизированные, а не как вновь построенные, тем самым снизив ценовую заявку.
Источник в Совете рынка же пояснил, что дело речь идет о неполноценном строительстве. А вопрос состоит не в том, как называть мощности - построенные или модернизированные - а как в неполноценном строительстве оценивать реальные затраты. Тем не менее, и эти разногласия потихоньку снимаются.
Другой не оставшийся без ответа вопрос 2009 года - из числа on-line, возникший в результате аварии на СШГЭС и решенный в оперативном порядке. Речь идет о введении госрегулирования на энергобирже при возникновении чрезвычайных ситуаций. ЧС, как написано в соответствующем постановлении правительства - это не только чрезвычайные ситуации в их исконном понимании, но и временный дефицит мощностей в отдельных регионах и отсутствие конкуренции между поставщиками по технологическим причинам.
Механизм госрегулирования содержит три этапа: мониторинг ситуации на энергорынке, введение ценового сглаживания при необходимости и, если и сглаживание не помогло, ограничение тарифом заявок станций на торгах.
В декабре этот механизм, вернее первые два его этапа, были опробованы в европейской части РФ и на Урале. Кажется, сработало.
В начале года кризис загадал еще одну загадку, но уже из сферы розничного рынка электроэнергии: «объем потребления падает, а цены растут. Почему?». Причем цены росли только для среднего бизнеса.
Ответ оказался прост - потребители, обладающие приборами учета более чем на 750 кВА присоединенной мощности, могли не оплачивать всю заявленную мощность в случае падения потребления. То есть крупные потребители платили лишь по факту, а вот нагрузка по оплате оставшихся заявленных мощностей ложилась исключительно на представителей малого и среднего бизнеса (население также платит по факту потребления).
Но в скором времени правительство отменило эту льготу, а перекос в трансляции цен с опта на розницу был исправлен. Однако «злоключения» розничного рынка электроэнергии на том не закончились.
В рознице вопросов меньше
Неотъемлемая часть кризиса - сокращение платежеспособности и, как следствие, рост задолженности. Причем рост долгов в электроэнергетике коснулся как оптового, так и розничного рынков, то есть потребители должны поставщикам, а поставщики должны производителям. Логично.
Но нелогичная ситуация сложилась на розничном рынке в южных краях России, а точнее, в трех энергосбытовых компаниях юга страны - «Донэнергосбыте», «Энергосбыте Ростовэнерго» и независимом НОРЭМ. Только первые два, которые - ни много ни мало - являются гарантирующими поставщиками, задолжали рынку 4,5 млрд рублей.
Выяснилось, что сбыты воспользовались пробелами в регламентах, позволявшими заключать беспоставочные свободные двусторонние договоры на неограниченный объем. То есть, по сути, механизм хеджирования на энергорынке пошел только во вред, позволив вывести с рынка несколько миллиардов рублей.
Ситуация накалилась до лишения сбытов статуса гарантирующих поставщиков и субъектов оптового энергорынка, однако Минэнерго наложило вето на эту инициативу Совета рынка, а позднее была создана комиссия при партнерстве, которая расследует, как возникли такие большие долги и что с ними делать. К тому же были залатаны «дыры» в регламентах рынка в части беспоставочных договоров.
Тем не менее, ситуация с ростовскими сбытами дала толчок к запуску процедуры лишения статусов гарантирующих поставщиков нескольких сбытовых компаний в самом «задолжавшем» регионе страны - на Северном Кавказе. Совет рынка уже принял ряд мер в этом направлении, дело за окончательным решением партнерства.
При этом до настоящего момента остается неопределенность с тем, кто должен исполнять обязанности гарантирующего поставщика при лишении энергосбыта-должника этого статуса. Совет рынка предложил ввести процедуру выбора организации для передачи ей статуса ГП из числа аттестованных, а в соответствии с юридическими формулировками это - уступка права требования.
Эта процедура должна заменить существующий механизм проведения внеочередных конкурсов на смену гарантирующего поставщика, которая, кстати, также не доработана до конца. К слову, ситуация в розничном рынке вообще мало отличается от ситуации в оптовом - большая часть вопросов до сих пор находится в подвешенном состоянии, в том числе и сама концепция розничного рынка. Ее варианты уже представили как Совет рынка, так и сами энергосбыты, однако никакого окончательного решения так принято и не было.
Повестка-2010
Итак, главным результатом 2009 года, по всей видимости, можно считать то, что он сформировал повестку обсуждений на 2010 год: корректировка отраслевой генсхемы, перезаключение ДПМов, долгосрочный рынок мощности, проблема ценопринимания на энергобирже, рынок системных услуг и деривативов, контроль за ремонтом во избежание повторения катастрофы на СШГЭС, формирование концепции розничного рынка, борьба с неплатежами. Этот перечень можно пополнить целым рядом локальных вопросов, связанных с отдельными компаниями.
К тому же не исключено, что грядущий год пополнит этот список какими-то «новинками», главное, чтобы они не были вызваны трагическими происшествиями.
Однако то, что отрасль придерживается ранее оговоренного графика либерализации, дает некоторую надежду, хоть и косвенную, на благополучное разрешение оставшихся проблем. Хотя недавнее заявление Дмитрия Пономарева о том, что подготовка правил целевой модели энергорынка не укладывается в ранее оговоренные сроки, то есть не позднее II квартала, не вселяет оптимизма.
И все-таки один повод весело отметить надвигающиеся праздники у участников рынка есть: первая неделя января, по прогнозам синоптиков, ознаменуется возвращением столь любимых энергетиками морозов, а ведь Новый год как встретишь - так и проведешь.