Вопрос: Как на Оптовом рынке действует Принцип Маржинального ценообразования?

Ответ: В результате определения равновесной цены РСВ все генераторы без исключения получат стоимость проданной электроэнергии по одной цене.

Приведем пример:

1 генератор подал ценопринимающую заявку на производство 100 МВтч;

2 генератор подал заявку на производство 120 МВтч по 700 рублей/МВтч;

3 генератор подал заявку на производство 130 МВтч по 1200 рублей/МВтч.

В результате торгов востребованы оказались все объемы,  предложенные генераторами (причина может быть – снижение температуры воздуха). Цена на рынке сложилась 1200 рублей/ МВтч, «замкнул»  3 генератор.

Результаты следующие:

1 генератор получил максимальный доход 120 000 рублей

2 генератор получил дополнительный доход  60 000 рублей

3 генератор получил минимальный доход  (рентабельность  в цене электроэнергии).

Данный подход к расчету стоимости энергии на рынке в теории должен привести к тому, что самый дорогой генератор (3) будет стремиться модернизировать мощности (как вариант – построить новые), чтобы получить максимальную доходность.

В долгосрочной перспективе  это должно привести к снижению цен на рынке  и обновлению существующих в стране мощностей. На практике этого не происходит из-за того, что генерации просто неоткуда взять денег – производство теплоэнергии это убыточный бизнес, мощность дорогой генерации не проходит КОМ и выступает на рынке как вынужденная, а в цену электроэнергии можно заложить только 10-15% рентабельности, которая не покрывает и предыдущих двух убыточных направлений бизнеса.

Кратко: Какую информацию можно почерпнуть из сайта ОАО "АТС"

ОАО "АТС" или - Коммерческий оператор рынка (КО), осуществляет контроль за исполнением утвержденных регламентов рынка, обеспечивает работу рынка и расчеты с субъектами.

КО публикует на персональных страницах участников коммерческую информацию о результатах работы на рынке данного участника.

Кроме того, на сайте КО можно почерпнуть в общем доступе разнообразную информацию о работе рынка в целом.

Вот несколько основных отчетов, на которые хотелось обратить внимание:

• список всех юридических лиц, имеющих допуск к торговой системе и являющихся участниками рынка;
• ежемесячные обзоры рынка РСВ с указанием цен в соответствующих субъектах РФ;
• итоги РСВ за сутки с указанием объемов продажи и покупки, объемов СДД, средневзвешенной цены, а также графика изменения цены в течение суток по двум ценовым зонам;
• список участником, имеющих задолженность перед рынком, а равно и перед другими участниками по оплате;
• отчеты по рынку мощности -цена КОМ, перечень вынужденных генераторов, коэффициенты сезонности и резервирования;
• информация по БР - объемы покупки и продажи, величина небаланса;
• информация по РД - календари типовых периодов для отнесения объемов РД по часам суток;
• объемы нагрузочных потерь по ГТП, торговые графики режимных генерирующих единиц;
• информация по объемам перетоков между зонами.
  

Кратко: Вынужденная генерация

Новый термин на оптовом рынке-вынужденная генерация появился в этом году и тесно связан с основной делеммой рынка сегодняшнего -осуществлять ли вывод из эксплуатации стремительно стареющего оборудования при значительном отставании темпа прироста новой мощности.
Очень интересно НП "Совет рынка" подошел к вопросу определения стоимости такой мощности, поставляющей энергию в вынужденном режиме (Приложение №19.7 к Договору о присоединении - Регламент отнесения генерирующих объектов к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме).
Основные тезисы Регламента:

1. Вынужденная генерация- мощность которых не отобрана на КОМ не имеющих разрешения на вывод из эксплуатации либо обладающих отсрочкой на вывод из эксплуатации (а также - не подавших заявления на вывод из эксплуатации - для 2011 года).
2. При условии выполнения требований о предоставлении ряда документов инфраструктуре рынка, вынужденная генерация до конца 2011 года может быть оплачена по тарифу на мощность и по оптовой цене на электроэнергию.
3. С 2012 года мощность вынужденной генерации может быть оплачена по экономически обоснованной цене, также установленной ФСТ России. Электроэнергия при этом продается по нерегулируемой цене на опте.
   
4. Для того, чтобы вынужденная мощность была оплачена, поставщик обязан предоставить ряд документов инфраструктуре рынка в довольно жесткие сроки, а также подать на КОМ соответствующего года (кроме на 2011год) ценопринимающую заявку на мощность по вынужденной генерации.

ТГК-1: дважды в одну реку не войдешь

ТГК-1 представила сильные результаты по МСФО за 1-е полугодие по МСФО. Выручка компании подскочила на 27% до 34,5 млрд рублей за счет роста выработки электроэнергии на 4,8% по сравнению с прошлым годом, ростом цен на электроэнергию на рынке на сутки вперед, а также благоприятным тарифным регулированием. Операционная прибыль подскочила на 76% до 7 млрд рублей, EBITDA продвинулась на 64% до 9,1 млрд, чистая прибыль увеличилась в 1,5 раза до 4,4 млрд рублей.

Великолепную динамику показала операционная маржа, укрепившаяся до 20,3% с 14,7% за аналогичный период прошлого года, рентабельность EBITDA продвинулась с 20,1% до 26,5%.

Между тем, усиление показателей, как выяснилось в ходе конференц-колла с аналитиками, носит временный характер. В компании ждут отказ от индексации цен на КОМ, а также снижение тарифов по вынужденной генерации. Кроме того, неясна судьба субсидий, который были получены в рамках работы Мурманской ТЭЦ и позволили станции закончить полугодие не с традиционным убытком, а с небольшой прибылью. Несмотря на то, что ранний прогноз менеджмента по EBITDA на текущий год составлял 13 млрд рублей (а за полугодие заработали уже более 9 млрд), годовые ожидания не изменились. Это вызвано тем, что ранее благоприятные тарифные решения будут нивелированы в рамках снижения стоимости тарифа для конечного потребления.

Источник: http://energo-news.ru

На очередном заседании Наблюдательного совета НП «Совет рынка» принято решение о внесении изменений в Регламент проведения КОМ

Москва. 24 июня 2011 года

Решение принято с целью приведения Регламента проведения конкурентных отборов мощности в соответствие с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 №1172, в том числе в целях регламентации процедур проведения КОМ на 2012 год.

В частности, изменения определяют:

• сроки публикации информации перед проведением долгосрочных конкурентных отборов мощности (до 1 июля 2011 года);
• порядок и сроки подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка (для 1-го этапа – до 23 сентября 2011 года, для 2-го этапа – не позднее 30 сентября 2011 года);
• порядок взаимодействия Коммерческого и Системного оператора при подготовке к проведению долгосрочных конкурентных отборов мощности.

Источник: http://www.np-sr.ru/SR_0V020084

Наблюдательный Совет НП «Совет рынка» обсудил предложения по изменению модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ)

Москва. 10 июня 2011 года.

         Представленные менеджментом Партнерства предложения сформированы с учетом анализа переходной модели рынка мощности, конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2011 год и предполагают изменение в новой модели рынка основных механизмов торговли электроэнергией и мощностью, а также механизма формирования цен трансляции для розничных потребителей - гарантирующих поставщиков, исходя из рыночных цен, сформированных покупателями, заинтересованными в снижении стоимости электроэнергии и мощности. Кроме того, предложения направлены на усиление координации развития генерации и сетей.

        НП «Совет рынка» предлагает сохранить систему долгосрочного планирования и формирования обязательств поставщиков, позволяющую заранее выявлять угрозы дефицита мощности и принимать меры по его предотвращению, в том числе через проведение конкурсов на новое строительство (на условиях, аналогичных ДПМ), а также действующую систему аттестации и контроля готовности поставщиков к выработке электроэнергии.

          Вместе с тем, по мнению НП «Совет рынка», основным механизмом и способом торговли новой модели рынка должно стать заключение двухсторонних договоров, предусматривающих поставку и электроэнергии, и мощности (СДЭМ). При этом, предлагается отказаться от проведения КОМ с ценовыми заявками и индивидуальным отбором поставщиков. Итогом конкурентного отбора должны стать выявление угроз дефицита и фиксация обязательств поставщиков.

       Также, предлагается изменить действующие принципы трансляции цен – стоимость мощности для конечных потребителей должна определяться ценой покупки мощности теми покупателями, которые стремятся к снижению цены (крупные потребители).

       В ближайшее время планируется формирование рабочей группы из заинтересованных представителей поставщиков, потребителей, инфраструктуры, министерств и ведомств с целью анализа предложений по доработке модели оптового рынка электроэнергии и мощности и разработке механизмов реализации данных предложений.

Источник : http://www.np-sr.ru/SR_0V019992

Ценообразование в энерготрейдинге

       В росте тарифов на электроэнергию виноваты не только поставщики топлива и перевозчики, но и сами энергетики. Как выяснила РБК daily, в 2011 году сбыты и сети получат примерно 22 млрд руб. прибыли, которая избыточно включена в тариф. Это примерно 1,5% от общей суммы платежей за электроэнергию в этом году.

       Еще в феврале государство озаботилось тем, что в 2011 году в 38 регионах рост тарифов превысит запланированные 15%. Позже Минэнерго нашло виновников случившегося, среди которых оказались поставщики угля, газа и РЖД (см. РБК daily от 22.04.11). Однако, по данным РБК daily, свою лепту в рост тарифов внесли и сами энергетики. В частности, сетевые компании заложили в оплату своих услуг лишнюю надбавку за потери электроэнергии.

     Размер заложенных в тариф потерь для МРСК устанавливается региональными энергетическими комиссиями (РЭК) и составляет от 10 до 14%. В программы развития сетей заложено ежегодное уменьшение потерь в сетях на 1%, но в 2011 году норматив потерь был, наоборот, увеличен на 1,5%, с 7,5 до 9%, говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. Эта сумма в тарифе дает 15 млрд руб. дополнительной прибыли для МРСК, что составляет почти 1% от общей платы за электроэнергию. При этом в некоторых регионах потери меньше, а значит, потребители оплачивают лишнее. Представители Холдинга МРСК на запрос РБК daily не ответили.

      Для Федеральной сетевой компании Минэнерго устанавливает четкие нормативы допустимых потерь, пояснил РБК daily представитель компании Дмитрий Грызунов. В 2011 году для линий классом напряжения 330 кВ и выше показатель составил 3,99%, для линий 220 кВ и ниже — 5,18%. В прошлом году потери в среднем составили 4,8%, отметил г-н Грызунов.

Еще 6—8 млрд «лишних» рублей, или 0,5% от тарифа, зарабатывают сбыты на оплате мощности генераторам. По правилам энергорынка эта оплата должна компенсировать генкомпаниям затраты на содержание электростанций. Сюда включены расходы на оплату труда и ремонт оборудования. Но когда генерация уходит на ремонт, оплата мощности для нее рассчитывается с применением понижающего коэффициента. Однако, по данным участников рынка, сбытовые компании не пересчитывают в это время платежки. А значит, продолжают собирать с потребителей 100-процентную плату за мощность, возвращая генкомпаниям только часть этой платы. Таким образом, необоснованные доходы сбытов приносят еще 0,5% роста тарифа.

      «Ценообразование прописано в регламентах оптового рынка, мы, как сбытовая компания, закладываем определенное количество денег на опт, на ту мощность, которую получили наши потребители», — пояснил РБК daily директор по работе с оптовым рынком и крупными клиентами «Мосэнергосбыта» Влади­слав Сурменко. По его словам, сбытовая компания транслирует потребителям те тарифы, которые получает от регуляторов рынка — «Совета рынка» и АТС. В других сбытовых компаниях РБК daily рассказали, что доля стоимости мощности в тарифе очень мала и цена ремонта энергооборудования, также закладываемая в тариф, может превышать сумму, на которую должна уменьшиться платежка из-за меньшей стоимости мощности. Производится ли перерасчет платежей на время ремонта генерации, в сбытовых компаниях пояснить не смогли.

      Кроме того, в соответствии с новыми правилами работы оптового рынка электроэнергии и мощности, если генератор по­ставляет на оптовый рынок объем мощности меньший, чем было оговорено в рамках конкурент­ного отбора мощности или договором о предоставлении мощности, он должен заплатить штраф в размере 25% от стоимости недопоставленной мощности. Штраф взимается в пользу сбытовой компании, однако сейчас механизм трансляции этого штрафа на розничные цены на электроэнергию не предусмотрен. То есть, по идее, сбыты должны снижать тариф на полученную от оштрафованного генератора сумму, но пока не делают этого. В «Совете рынка» пояснили, что вопрос об уменьшении розничных платежей на сумму штрафа должен быть решен на наблюдательном совете в конце мая.

      По прогнозам Минэнерго, в 2011 году общая сумма платежей за электроэнергию и мощность в России составит 1,75 трлн руб. (без НДС). Треть этой суммы, 577,5 млрд руб., придется на сети, почти 40%, 682,5 млрд руб., — на генерацию. Сбыты в этой структуре получат 4%, или 70 млрд руб.
Источник: http://www.rbcdaily.ru/2011/05/10/tek/562949980215489

Энергетики предлагают свои правила игры на рынке мощности

        Долгосрочный рынок мощности несовершенен и требует кардинальных доработок, считают генераторы. Как стало известно РБК daily, энергокомпании подготовили целый пакет предложений по изменению действующих правил работы рынка электрической энергии и мощности. Если они заработают, по мнению генераторов, это позволит наладить инвестиционный климат и снизить стоимость мощности для потребителей.

        Либерализованный долгосрочный рынок мощности действует в России чуть больше двух месяцев, но уже сейчас вызывает множество нареканий от энергокомпаний. По результатам конкурентных отборов мощности (КОМ) на 2011 год 54% генераций работают с ценовым ограничением (price cap), 26% работают в условиях конкуренции, 16% считаются «вынужденными» генераторами и 4% — «самыми дорогими». Таким образом, 74% генераций так или иначе регулируются государством, что противоречит идее свободного рынка.

        Энергокомпании считают, что задачи, которые ставились при введении рынка мощности, не выполняются. Это может привести к оттоку инвестиций из отрасли, повлиять на объемы модернизации и снизить и без того низкую надежность единой энергосистемы.

        Существует документ, который содержит два варианта изменений. Для реализации первой схемы энергетики считают нужным сократить количество зон свободного перетока (ЗСП) исходя из физической возможности осуществлять перетоки энергии между ними, поднять уровень максимально возможной цены для появления реальных стимулов вкладывать средства в модернизацию и строительство новых мощностей. Также, по мнению энергетиков, необходимо пересмотреть подход к тарифицированию дорогой вынужденной генерации, ввести механизм подачи ценовых заявок на рынок на сутки вперед (РСВ) потребителями и изменить правила КОМ. В частности, дать возможность генераторам перекладывать на заявку на РСВ убытки от продажи энергии в «дешевые» часы и от КОМ. К компаниях уверены, что таким образом будут созданы действующие механизмы финансирования строительства и модернизации мощностей, снизится стоимость электроэнергии и будет обеспечено развитие рынка мощности.

         Второй вариант, предлагаемый генераторами, — переход к одноставочной модели рынка с доплатами по мощности. Для этого, по мнению энергетиков, необходимо установить два вида доплат — базовую за мощность (будет планомерно снижаться в течение пяти лет) и индивидуальные доплаты, например за отказ от перекрестного субсидирования между производством электричества и тепла. При этой схеме предполагается отменить КОМ и оставить неизменным механизм ДПМ (договор предоставления мощности). Потребители и гарантирующие поставщики начнут подавать заявки на РСВ на 100% объема, а розничные потребители смогут напрямую заключать контракты с поставщиками ОРЭМ. В итоге у потребителей появятся инструменты сдерживания цен на электроэнергию, а генераторы начнут конкурировать за максимальную выработку.

     Ценообразование в ходе КОМ будет вынесено в отдельную систему свободных договоров на электроэнергию и мощность (СДЭМ). «СДЭМ — это, по сути, одноставочный механизм ценообразования», — сказал г-н Пономарев. По его словам, цена СДЭМ будет складываться из цены мощности, о которой поставщик и потребитель договариваются самостоятельно, и цены электроэнергии на РСВ. Таким образом, СДЭМ будет содержать элемент фьючерсных контрактов в части ценообразования на электроэнергию.

       Не все участники энергорынка поддерживают новые правила. При таких условиях покупатель не получит стимула для долгосрочного планирования своего потребления, а у государства так и не появится механизм оценки, что же целесообразнее строить — новые мощности или сети.

         «Главная проблема действующего рынка мощности — внедрение все большего количества инструментов «ручного» управления и регулирования, которые сводят на нет главные задачи рынка — конкуренцию эффективных и вывод неэффективных генераторов, стимулирование инвестиций в строительство новых и модернизацию действующих мощностей», — считает генеральный директор E.ON Russia, председатель совета директоров ОГК-4 Сергей Тазин. По его мнению, учитывая сроки и сложность согласования и внедрения действующей модели рынка мощности, правильнее сохранить и улучшать ее. «Обсуждение и создание новой модели в очередной раз вернет нас в долгосрочный период неопределенности, создаст новые риски и проблемы. И не факт, что новая модель будет лучше действующей», — уверен г-н Тазин.

Источник: http://www.rbcdaily.ru/2011/03/09/tek/562949979822939

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