Действующая модель регулирования не привлекает инвестиции в отрасль

Рис.1. Зависимость цены КОМ от предложения мощности Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС

В 2015 году 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 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 годов, 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 году подвергся значительным преобразованиям. Напомним, что этот рынок состоит из нескольких сегментов, существенно различающихся по принципам ценообразования, среди которых можно выделить три основных:

1) конкурентный отбор мощности;

2) мощность, предоставляемая в вынужденном режиме;

3) мощность, подлежащая обязательной покупке согласно договорам о предоставлении мощности.

Конкурентный отбор мощности

Главное событие 2015 года 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 трехлетний КОМ был проведен в декабре 2015 года, когда была отобрана мощность на период 2017–2019 годов.

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 рис. 1 можно увидеть, что «эластичная кривая» действует в довольно узком диапазоне мощности: фактически был организован ценовой коридор.

Новая модель КОМ предполагает отбор мощности по двум ценовым зонам, а не по 21 «зоне свободного перетока» (далее ЗСП) – это позволило отказаться от жесткого регулирования цен в большинстве ЗСП. С применением эластичной кривой спроса и отказом от ЗСП был также проведен промежуточный КОМ на один год – 2016-й.

По результатам долгосрочного КОМ цена стабилизировалась на уровне 130 тыс. руб. за мегаватт в месяц (рис. 2): в первой ценовой зоне она чуть снизилась, во второй – несколько выросла. Это значит, что за период с 2011 по 2019 год 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 году до 250 млрд руб. в 2019 году. 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 первой ценовой зоне, где конкуренция между генерирующими компаниями относительно высока, цена мощности продолжает сокращаться (110 тыс. руб. за мегаватт в месяц на 2019 год против 122 тыс. руб. на 2015 год, рис. 2), а излишние мощности не выводятся. Генерирующие компании аргументировали отказ от вывода оборудования тем, что они были вынуждены за два месяца принять решение о выводе отдельных объектов из эксплуатации на четыре года вперед.

Новая модель КОМ не способна и дать сигналов к новому строительству. Очевидно, что трехлетнего срока при сохранении низких цен совершенно недостаточно, чтобы сравниться с условиями ДПМ, которые предусматривают 10-летние выплаты по более высоким ставкам (в 2014 году составили 560 тыс. руб. за мегаватт в месяц 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 генерация

Рис. 2. Цена КОМ на 2011-2019 гг. Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС

Второе важное событие года – ужесточение требований к «вынужденным генераторам». Понятие «поставка мощности в вынужденном режиме» 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 надежности – так называемое условие по электрике;

2) объект может быть важным для обеспечения теплоснабжения – так называемое условие по теплу.

К концу 2015 года мощность этой «лишней» генерации превысила 17 ГВт (рис. 3), а объем выплат в данном сегменте рынка в 2014 году составил 20 млрд руб., что равно 1,5% от выручки генераторов на ОРЭМ.

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 три 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 приведет к тому, что определенная ТЭЦ не получит статуса ВР. Если затем она не будет отобрана на КОМ, то ее мощность не будет оплачиваться вообще. Однако даже если функционирование данной ТЭЦ будет убыточным, компания не будет иметь права останавливать поставку тепла от нее при отсутствии альтернативных ТЭЦ или котельных.

Если генерирующий объект не получил статус ВР и не был отобран на КОМ, то он все еще может получить статус ВР по электрике постфактум.

В результате проведенных мер удалось снизить объем мощности, оплачиваемой по условиям ВР: к 2020 году объем этой мощности сократится до 9,6 ГВт (на 44%). По нашему мнению, этот результат нельзя назвать безоговорочно успешным: в 2012 году объем «вынужденной» мощности составлял лишь 4 ГВт.

Договоры о предоставлении мощности 

К сожалению, вся выгода от регулирования сегментов КОМ и ВР пропадает на фоне растущих объемов 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 придется долгие годы платить за обновление введенных 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 года ее мощность возрастет почти вдвое (до 36 ГВт) (рис. 3). Если в 2014 году ДПМ-генерация давала 8% выручки генкомпаний на ОРЭМ, то в 2019 году эта доля должна составить не менее 15%.

В 2015 году сдвинулось с мертвой точки строительство ВИЭ-генерации для ОРЭМ. В 2014 году была введена только одна солнечная электростанция (СЭС), в 2015 году – уже четыре (не считая расширения введенной в 2014 году Кош-Агачской СЭС). Разумеется, реальный объем вводов за эти два года составил гораздо меньше планировавшихся (45 МВт против 654 МВт). Однако ограниченный объем вводов означает ограничение дополнительной и необоснованной ценовой нагрузки на конечных потребителей. Также положительно можно оценить некоторое сокращение плановых объемов необходимой к отбору мощности, проведенное перед конкурсом ДПМ ВИЭ 2015 года. 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

Подведем итоги проведенных 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 объем выплат в сегменте КОМ, а также снизить мощность вынужденной генерации.

Однако совершенных шагов недостаточно. Статус ВР по-прежнему получает генерирующее оборудование, введенное в последние 10 лет вне условий ДПМ – это блоки ТЭС «Международная», Юго-Западной ТЭЦ, ГСР ТЭЦ, Шахтинской ГТЭС, Ноябрьской ПГЭ.

Рис. 3. Мощность «вынужденной генерации» по предварительным данным и реальному состоянию. Источник: ИПЕМ по данным СО ЕЭС, АТС

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 году составил 7%. 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 надежности электроснабжения двух городов? Не проще ли повысить эту надежность за счет 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, введенным после 2008 года;

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 еще во время реструктуризации отрасли: предполагалось, что в рамках этого механизма регуляторы (Минэнерго РФ, СО ЕЭС и т. д.) определят необходимый объем новых мощностей, площадки для строительства генерирующих объектов и сроки их ввода (как в механизме ДПМ). Кроме того, должна быть определена предельная стоимость проекта.

При всем 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 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.