четверг, 17 февраля 2011 г.

Глава НП "Совет рынка" Дмитрий Пономарев о ценах, мощности и конкуренции "Рынок нужен прежде всего государству"

Завершился один из ключевых этапов реформы электроэнергетики — либерализация оптового рынка электроэнергии и мощности. Приняты ключевые нормативные документы: правила долгосрочного рынка мощности и параметры договоров на поставку мощности, определяющие ответственность энергокомпаний за ввод новых электростанций. Как новые правила подействовали на отрасль и каких перемен еще нужно ждать энергокомпаниям и потребителям, "Ъ" рассказал председатель правления НП "Совет рынка" ДМИТРИЙ ПОНОМАРЕВ.

— C 2011 года оптовый рынок электроэнергии полностью либерализован — за исключением поставок населению, для которого сохранен тариф. Ключевой вопрос: насколько трехлетний процесс либерализации повлиял на цены для конечных потребителей?

— Посмотрите на ситуацию по-другому. Необходимость масштабной модернизации российской электроэнергетики не вызывает сомнений, модернизация требует реформирования, реформирование — частичной либерализации, которая и была последовательно проведена. Либерализация подразумевает нетарифную модель ценообразования, дальше — вопрос ее эффективности, краткосрочных и долгосрочных эффектов.

     В ценах конечных потребителей, как известно, четыре составляющие — генерация (то есть собственно электроэнергия и мощность, или оптовый рынок), отраслевая инфраструктура (надбавка сбытовой компании, услуги системного и коммерческого операторов и рынка), сети (услуги за транспортировку) и розничная составляющая, которая определяет порядок исчисления конечной цены, то есть применяете ли вы в расчетах периоды суток, число часов использования мощности или двухставочный план — это определяется в договоре между сбытовой компанией и конечным потребителем. Либерализация коснулась только первой составляющей, однако, как известно, это не привело к полной замене тарифов свободным ценообразованием. Мы недавно подсчитали, что в совокупности на рынке электроэнергии и мощности только 40% объемов продаются по цене, сформированной под воздействием спроса и предложения, в остальном сохранились регулируемые государством цены. То есть либерализация состоялась не полная, а частичная.

     Доля оптового рынка в конечной цене для потребителей на среднем и низком классах напряжения (это малый бизнес) находится на уровне 25%, а либерализация (внутри этой цифры), соответственно, 10%. Это немного по сравнению с весом услуг за передачу и договорными параметрами для расчета одноставочной цены. При этом обратите внимание, это доля в общем объеме, а не доля в приросте. Конечно, цены выросли и, к сожалению, растут, но это неверно объяснять либерализацией — вот, что я хочу сказать.

       При этом есть другое важное последствие роста цен — это заставляет нас всех работать над энергосбережением и эффективностью. Никто не мешает, а закон об энергосбережении даже предписывает потребителям до 1 января 2011 года оснаститься приборами учета электроэнергии, тепла и воды. Эти приборы обеспечивают техническую возможность для перехода на экономичный двухставочный план расчетов за электроэнергию и снижение стоимостной нагрузки на 15-20%. Многие ли потребители начали работу по снижению своей стоимостной нагрузки со счетчиков и оптимизации потребления? Нет. В этом-то и вопрос. Электроэнергия — это технологически сложный и дорогой процесс производства и доставки. Оптимизация должна осуществляться совместными усилиями энергетиков и потребителей.

— Можно ли утверждать, что в 2011 году рост конечных цен для потребителя будет самым низким за все время реформы?

— В наступившем году большинство регионов перевело сетевое регулирование на новый метод доходности на инвестированный капитал (RAB), пересмотрели в сторону увеличения инвестпрограммы территориальных сетевых компаний. На оптовом рынке с 1 января вступили в силу новые правила торговли мощностью, которые содержат, в частности, договоры о предоставлении мощности (ДПМ). Что касается рынка электроэнергии, то, несмотря на повышение тарифов на газ на 15% и значительный рост цен на уголь в связи с природными катаклизмами в Австралии, цены выросли по сравнению с декабрем прошлого года примерно на 10% в европейской части России и на Урале и всего на 2% в Сибири. Это самый низкий прирост из всех составляющих конечной цены. Как я уже сказал, думаю, что либерализация и ценовая ситуация на рынке электроэнергии внесут наименьший вклад в возможный рост конечной цены. А население вообще рассчитывается по регулируемым тарифам.

       Ценовая ситуация по регионам страны будет неоднородной, поскольку главный вклад вносит регулирование сетей и особенности договорных отношений в рознице, а это каждый раз почти индивидуальная ситуация для каждого потребителя. В некоторых случаях прирост будет заметен в связи с исходной низкой тарифной базой, которая еще с конца 1980-х годов была установлена для некоторых регионов Сибири.

— Как вы оцениваете результат введения с 2011 года долгосрочного рынка мощности (ДРМ)? Предполагалось, что он определит на перспективу ежемесячные выплаты за мощность, которые получают генерирующие компании для компенсации своих постоянных расходов. Это должно было сформировать конкурентный экономический механизм, который даст генерации и потребителям ценовые ориентиры на несколько лет вперед и уберет с рынка дорогие неэффективные мощности.

— 2011 год — это нетиповой год для новой модели рынка, поэтому на основании его итогов судить об эффективности модели в целом некорректно. Проведение конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2011 год было запланировано на ноябрь 2010 года, то есть за несколько недель до года поставки. Поэтому многие процедуры в правилах, в том числе порядок отнесения поставщиков к работающим в вынужденных режимах, были урегулированы для 2011 и последующих годов по-разному. Это не могло не отразиться на ценовой стратегии генерирующих компаний и, как следствие, на результатах КОМ.

Но в любом случае есть материал для анализа, есть безусловно верные вещи и те, которые требуют корректировки. Известно, что только практика подтверждает или опровергает гипотезы. Многие важнейшие для отрасли нормативные документы публично обсуждены и приняты именно в рамках запуска новой модели рынка. Это методика прогнозирования спроса, это порядок определения необходимого резерва мощности, например. С целью улучшению инвестиционного климата в отрасли разработаны и подписаны договоры о предоставлении мощности, которые обеспечивают взаимные встречные обязательства сторон по строительству, модернизации и оплате порядка 30 ГВт генерирующих мощностей.

Процедура конкурентных отборов мощности стала более прозрачной и экономически обусловленной. Раньше появление новой генерации на оптовом рынке носило заявительный характер. Никто не задавался вопросом о необходимости (с точки зрения надежности или экономической эффективности) строительства той или иной электростанции. Решение о параметрах, выборе топлива и площадки принималось инвестором, а после выполнения формальных процедур по включению объекта в баланс обязательства по его оплате автоматически возникали у всех потребителей. Конструкция ДРМ изменила эту ситуацию. Цель рынка — обеспечить достаточность генерирующих мощностей, определенной структуры и качества и достижение оптимального системного финансового эффекта — как для поставщиков, так и для потребителей. Мы сделали уверенный шаг в этом направлении.

— И сколько "лишних" мощностей не прошло конкурентный отбор на 2011 год?

— Около 2,3 ГВт. Есть уже во многом согласованный план по усилению технических требований к генерации, который, как мы ожидаем, приведет к тому, что к 2015 году не будет отобрано на КОМ порядка 8 ГВт. Это дополнительный качественный параметр повышения надежности и стимулирования к модернизации российской электроэнергетики.

— Но это чисто технический, а не экономический инструмент. Он отсеивает самые дорогие мощности?

— Это "устаревшие" мощности, которые характеризуются ненадлежащими техническими параметрами. В прежней конструкции потребители оплачивали и эту мощность — наряду с новой и технически исправной, что, с одной стороны, несправедливо, а с другой — не обеспечивало ясной и оптимальной картины (как технологически, так и финансово) при планировании и управлении режимами электростанций. Попросту говоря, потребитель переплачивал за снижение риска аварийной ситуации. Это элемент надежности системы в целом. Сейчас мы говорим, что по техническим параметрам не хотим рассчитывать на такую электростанцию и не будем за нее платить.

— Но значительная часть генерации с высокой себестоимостью, которая по своим экономическим показателям не смогла уложиться в требования конкурентных отборов, все равно получила тариф ФСТ как "вынужденный генератор" и будет оплачиваться рынком. Причем эти тарифы часто значительно выше цен, определявшихся на КОМ.

— Как я уже сказал, это ситуация только 2011 года. Правила рынка предусматривают, что по тарифам должна осуществляться продажа не только мощности, но и электроэнергии, а также то, что прибыль или убыток от такой деятельности должны быть учтены регулятором в следующем периоде регулирования. В КОМ на последующие годы порядок определения вынужденных генераторов иной, более жесткий. Ценовой арбитраж сведен к минимуму.

— Планируется отказ от вынужденного режима работы генерации?

— Он сохранится, но непопадание в отбор по причине высокой ценовой заявки будет сопряжено с риском неполучения платы за мощность как таковой. То есть алгоритм выглядит следующим образом: если электростанция не отобрана по уровню ценовой заявки, то при участии "Системного оператора" коллегиально будет определено, можно ли отнести ее к объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме или нет. Если нет, она не получит платы за мощность, но сможет работать в рынке электроэнергии.

Однако и эта конструкция нам представляется несовершенной, в соответствии с требованием правил рынка по итогам анализа конкурентного отбора мощности на 2011 год мы уже подготовили предложения по изменению конструкции ДРМ. Под эгидой Министерства энергетики начаты обсуждения и консультации с участниками рынка и другими регулирующими органами.

— Имеется еще одна претензия к долгосрочному рынку мощности: потолок цен на мощность (price cap), который был введен ФАС из-за низкой конкуренции везде, кроме двух зон свободного перетока (ЗСП "Центр" и "Урал"). Он значительно ниже того уровня, на который могли бы рассчитывать генераторы.

— Предельные уровни цен — это вопрос способа преодоления базовых ограничений. Без учета территорий с прямым государственным регулированием в стране 29 зон свободного перетока. Для иллюстрации термина нужно представить территорию России через призму сетевых ограничений, которые задают ее территориальное деление на те самые ЗСП. То есть внутри такой территории считается, что электроэнергия и связанная с ней мощность циркулируют беспрепятственно, а переток в соседнюю зону ограничен характеристиками линий электропередачи. Уже даже по количеству очевидно, что количество ЗСП в стране больше, чем основных генерирующих компаний (ТГК-14, ОГК-6, "РусГидро", концерн "Росэнергоатом" и "Интер РАО"), а если посмотреть повнимательнее, то выяснится, что ЗСП, которые отвечают требованиям свободной конкуренции, нет или почти нет. Поскольку в конкурентном отборе мощности поставщики, в данном случае юридические лица, конкурируют друг с другом, то у них не возникает стимула к снижению цены, а у потребителя — доверия к механизму ценообразования. Поэтому нужен либо предельный уровень цены, либо смена парадигмы. Именно поэтому в большинстве ЗСП был установлен price cap.

Сейчас в доработанной конструкции мы предлагаем принципиально изменить способ ценообразования. При этом еще раз хочу подчеркнуть, что price cap, или свободная цена,— это лишь способ, инструмент решения задачи, они не имеют самостоятельной ценности. А задача — обеспечить достаточность генерации при оптимальном системном финансовом эффекте. Рынок нужен прежде всего государству для оптимального решения этой задачи.

Потребитель мыслит в категории общей финансовой нагрузки, поставщик — общей валовой выручки. То есть участники изначально мыслят категориями одноставочной цены — сегодня мы стараемся реализовать эти подходы в экономических инструментах и рыночных конструкциях.

— Вы отказываете мощности в праве участвовать в рынке?

— Нет, я убежден, что оплата электростанциям мощности в нашей стране необходима, кроме этого есть конструкция ДПМ, обеспечивающая обновление генерирующих мощностей, предметом которых является именно купля-продажа мощности. Думаю, что правильно сохранить инструмент конкурентных отборов мощности как публичный способ определения достаточности генерации, выявления территорий дефицита. Необходимость и способы покрытия дефицита могут быть любыми — от конкурсов на новое строительство до мероприятий по энергосбережению (я утрирую, конечно, но немного).

Я не верю в возможность участия потребителей в конкурентных отборах мощности на два и более года вперед (а такие предложения высказываются). Трудно принять на себя обязательство даже по объему потребления на несколько лет вперед (особенно, если нет гарантии переуступки). Это не значит, что такая возможность не должна быть им предоставлена, но рассчитывать на нее как на базовый элемент ценообразования наивно. Потолок мощности — конечно, не решение проблемы, он — следствие отсутствия конкуренции.

— Потолок цен на мощность сохранится в будущем?

— Не уверен, но думаю, что государству нужны инструменты вмешательства в особых ситуациях.

— А что тогда вместо него будет сдерживать цены?

— Все зависит от поставленной задачи и выбранного горизонта. Ценовой потолок или иной механизм должен быть частью системы ценообразования, которой доверяют потребители, поставщики и государство. Если нужно решить краткосрочную задачу — они подходят (и, кстати, применяются в мире на рынках электроэнергии повсеместно, вопрос только в их уровнях), в долгосрочном регулировании "горизонтальный" price cap, например, встроен в ДПМ, поскольку там цена учитывает доход от рынка электроэнергии. Это тоже стандартная мировая практика.

— Если эта конструкция удовлетворит генераторов, то она может быть использована в КОМ-2012?

— Главное, чтобы регулятор решил системную задачу.

— В 2010 году были наконец утверждены параметры договоров на поставку мощности для новых генерирующих мощностей, строящихся в рамках обязательных инвестпрограмм ОГК и ТГК. Они должны обеспечить генерирующим компаниям возврат сделанных инвестиций за счет повышенных выплат за мощность. Генераторов ДПМ вполне удовлетворяют, но насколько это увеличит ценовую нагрузку для потребителей?

— Стоимостная нагрузка будет расти по мере ввода в эксплуатацию новых мощностей по ДПМ. В ближайшие два года прирост незначительный, в 2015 году мы прогнозируем, что доля оплаты мощности по ДПМ в стоимостной составляющей оплаты генерации возрастет до 30%.

— Возможно ли введение механизма, аналогичного ДПМ, и для возврата инвестиций в модернизацию старых мощностей?

— На самом деле порядка 7 ГВт по уже заключенным ДПМ — это объекты модернизации, но я не уверен, что это должно привести к "ДПМизации" всех проектов по модернизации в стране. Это нерационально, это не решает задачу оптимизации стоимостной нагрузки для потребителей.

Модернизация генерирующих мощностей, большинство из которых многократно выработали свой ресурс,— важная составляющая общей задачи по модернизации электроэнергетики. Поскольку располагаемый финансовый ресурс ограничен, то мы рассматриваем возможность условного разделения проектов по модернизации на два вида — вынужденные и естественные. Вынужденная модернизация — та, которая проводится для приведения объекта в соответствие с установленными регулятором требованиями, например по выбросам СО2, и которая сама по себе (только по этому основанию) не приводит к повышению экономической эффективности. К естественной можно отнести те проекты, которые направлены на снижение издержек производства или повышение надежности оборудования.

Я думаю, что внешняя финансовая поддержка вынужденной модернизации оправданна. Но, во-первых, я не слышал о введении подобных обязательных требований, а во-вторых, ДПМ — не единственный инструмент такой поддержки. Что касается естественной модернизации, то совокупность рыночных инструментов одновременно с системой технических требований и нормативов должны стимулировать к такой модернизации и обеспечивать достаточную для принятия инвестиционного решения вероятность прогноза окупаемости. Я за рыночные стимулы к модернизации, для этого государство и осуществило либерализацию.

— Как могут выглядеть такие технические требования?

— Вопрос лучше адресовать специалистам. Скажу только, что в идеальной модели нужно иметь технические регламенты и нормативы, с одной стороны, и эффективную систему контроля — с другой. Я знаю, что в той области ведется обширная работа.

Источник Газета «Коммерсантъ» № 28 (4569) от 17.02.2011

3 комментария:

  1. Два момента которые хотелось отметить по окончании 2010 года и завершении либерализации рынка электроэнергии и мощности:
    Первый-действительно потребитель начинает задумываться об энергоэффективности и энергосбережении, но помимо желания, пока нет ничего-нет финансовых ресурсов, понимания как и когда модернизировать производство.
    Второй-реформа не завершена, целевая модель рынка еще будет дорабатываться, правила меняться,об изменении политики регуляторов я уже и не говорю.

    ОтветитьУдалить
  2. Почему все таки в Европе нет рынка мощности? И каково будущее российского рынка мощности?

    ОтветитьУдалить
  3. Как я уже сказала- либерализация завершена, но не завершена реформа. Если с электроэнергией все более менее ясно, то что на рынке мощности- несколько вариантов развития событий.
    1. Объединение существующих рынков электроэнергии и мощности (например как в Финляндии. Генератор может подавать заявку на РСВ с учетом мощности, а также инвестиционных вложений в модернизацию.Такой вариант плохо контролируем с точки зрения регуляторов, то есть ожидаемый уровень цен может быть на несколько порядков выше чем сейчас.
    2. Сохранение действующей модели рынка, при этом увеличение прайс-кап (максимальной цены) мощности генераторов, что позволит продавать мощность дорогим генераторам.Вариация- мощность не выше утвержденного тарифа. Самое простое решение с точки зрения генераторов, но устаревшие мощности по-прежнему нет смысла модернизировать-и так купят.
    3. Промежуточный вариант.Сохранение действующей модели двух товаров, но при этом отказ от прайс-кап, регулирование осуществляется за счет сглаживания (как на рынке на сутки вперед).
    По поводу рынка в других странах- в большинстве стран ЕС действует только рынок электроэнергии, то есть в цене энергии на сутки вперед заложена стоимость мощности.
    На мой мой взгляд- это более зрелая модель рынка,где нет или почти нет регуляции цен со стороны государства, торговля осуществляется по установленному и всем понятному механизму (у нас правила игры меняются каждый месяц) и каждый потребитель, включая население, платит настоящую цену за потребленную энергию.

    ОтветитьУдалить