Минэнерго планирует принять новую модель развития рынка электроэнергии. Активнее всего обсуждается так называемая модель двусторонних договоров, предложенная Юрием Удальцовым. Руководитель Энергетического центра Сколково ГРИГОРИЙ ВЫГОН рассказал корреспонденту "Ъ" о преобразованиях на оптовом рынке электроэнергии и мощности, возможных в результате принятия этой модели.
— От каких недостатков действующей модели рынка электроэнергетики планируется уйти, приняв новую модель?
— Основная проблема действующей модели, появившаяся еще в начале реформирования, когда приватизировали РАО ЕЭС, заключалась в том, что государство ввели в заблуждение по прогнозам потребления электроэнергии. Были заложены слишком высокие темпы роста потребления электроэнергии, и под эти темпы разрабатывались механизмы привлечения инвестиций для строительства новых станций.
Станции стали строить в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ), когда инвестор возвращает вложения с процентами за счет потребителей мощности. То есть избыточные дорогие мощности, которые оказались просто не нужны, легли на потребителя. В этом, на мой взгляд, основной недостаток действующей модели.
— Минэнерго собирается утвердить модель двусторонних договоров Юрия Удальцова. Чем она может быть выгодна в сложившейся ситуации?
— Новая модель будет выгодна прежде всего потребителям электроэнергии, для которых конечная цена должна снизиться.
— Генерирующие компании собираются добиваться пересмотра этой модели: они считают, что вариант Минэнерго приведет к невосполнимому дефициту мощности через пять лет.
— У нас сложился избыток мощности, а с учетом надвигающегося экономического спада он только увеличится. К тому же есть распределенная генерация, люди активно строятся без всяких ДПМ. За период 2009-2012 годов объем введенных мощностей распределенной генерации вместе с проектами "Росатома" и "РусГидро" сопоставим с объемами в рамках ДПМ. Так что риск возникновения дефицита генерирующих мощностей в среднесрочной перспективе минимален.
Генераторы так заявляют потому, что боятся падения цен: если плата за мощность исчезнет, то многие генераторы просто понесут убытки. С другой стороны, сейчас, понимая, что затраты на строительство в рамках ДПМ переложатся на потребителей, компании не заинтересованы в том, чтобы строить дешево.
При угрозе дефицита мощности, если рост спроса не будет покрываться строительством генерации в соответствии с двусторонними договорами, Удальцов предлагает конкурентный механизм строительства генерирующих мощностей. Его идея в том, что отбирают тех, кто может построить дешевле. В этом плане этот механизм может быть хорошей альтернативой ДПМ. Вместе с распределенной генерацией он позволит избежать дефицита мощностей в будущем.
— Каковы риски перехода на новую модель?
— Нет никаких проблем с тем, чтобы постепенно перевести оптовый рынок преимущественно на прямые договоры. Другое дело, как этот механизм будет реализовываться на практике. Возможно, государство директивно обяжет гарантирующих поставщиков (ГП) покупать определенный объем электроэнергии и мощности в рамках договоров, и это может создать ряд проблем.
Например, если сегодня генерирующая компания спокойно получает плату за мощность, а завтра придет к ней ГП и скажет: "Я тут с соседним генератором заключил договор, давай с тобой такой же заключим либо иди на РСВ". Интересно, как будет происходить такой процесс переговоров — я думаю, появится дополнительная работа для ФАС. У нас же толком не сложился рынок сбытовых компаний — ГП, по сути, монополисты. Модель Удальцова предполагает введение слепого аукциона для ГП на заключение договоров, но проконтролировать его чистоту — непростая задача.
По всей видимости, на прямые договоры в первую очередь уйдут те генераторы, у которых наиболее дешевые электроэнергия и мощность, и они будут обеспечивать себе максимально высокую загрузку, на РСВ останутся самые дорогие.
В каком объеме будут заключаться прямые договоры и на каких условиях, никто сегодня четко не представляет. Государство может сказать генераторам; "Заключайте договор с ГП". Если дальше оно скажет: "Заключайте договор по такой-то цене", то это будет опять нерыночная модель. Собственно, еще одно из опасений генераторов заключается в том, что государство будет диктовать, кому, с кем, по какой цене начать заключать договоры. То есть тут не столько сутевая претензия к модели — просто никто не понимает, как это будет реализовано.
— При переходе на договоры мощность и энергия останутся раздельными товарами?
— Пока предполагается, что останутся, по крайней мере, рынок "на сутки вперед" точно никуда не денется. Другое дело, что рынок мощности перестанет быть самостоятельным рынком наряду с рынком электроэнергии. Если рынок мощности все же исчезнет, то цена на РСВ будет частично учитывать условно-постоянные затраты, которые сегодня компенсируются платой за мощность. Может сложиться ситуация — в принципе на конкурентном рынке при переизбытке мощностей она вполне естественна, когда цена на электроэнергию упадет практически до уровня условно-переменных затрат замыкающего производителя.
— Почему предпочтение отдается именно модели Юрия Удальцова?
— Все остальные модели значительно меньше проработаны. То, что генераторы ДПМ-штрих сейчас предлагают,— это некая модификация существующей модели, она сопровождается всеми родовыми травмами ДПМ, и избавиться от них в ее рамках невозможно. Ну и, видимо, у нас не так много людей в стране, которые достаточно хорошо разбираются в том, как работает электроэнергетика. Надо сказать, что в принципе идее модели двусторонних договоров уже несколько лет, ее довольно давно обсуждали на концептуальном уровне.
— Вы лично считаете, будет государство жестко регулировать рынок при новой модели?
— Конечно, будет: электроэнергетика — это же одна из ключевых отраслей. Государство регулирует цену на газ, а цена электроэнергии социально значима и определяет уровень конкурентоспособности российской экономики.
Возможно, будут устанавливать ценовые потолки, чтобы не было резких скачков в пиковый сезон. Эффективность рынка электроэнергии под вопросом, причем не только в России, но и во всех остальных странах, где он давно существует.
В принципе в модели Удальцова такой потолок заложен через балансирующий рынок мощности. Предполагается, что он будет определяться регулирующими органами ценой строительства новой генерации на год вперед. Если государство сможет регулировать рынок таким образом, через установление правил, это будет хорошо. Главное, что это позволит действовать конкурентным механизмам. Если же это будет директивное установление с конкретными параметрами, тогда мы, может быть, и дефицит мощности еще получим. Правда, не через пять лет, а попозже.
К вопросу о государственном регулировании электроэнергетики — замечу, что обсуждаемая модель оптового рынка не касается таких важнейших вещей, как перекрестное субсидирование, регулирование сетей, реформа рынка тепла. Эти темы не относятся непосредственно к модели оптового рынка, но если они будут оставаться нерешенными, то никакое изменение модели рынка не поможет исправить ситуацию в электроэнергетике. Например, именно завышенная сетевая составляющая заставляет потребителей задумываться об автономном электроснабжении. Абсурдная ситуация на рынке тепла, когда когенерация оказывается менее выгодной, чем производство тепла на котельных, приводит к убыткам ТЭЦ и искажениям цен на электроэнергию. Наряду с обсуждением изменения модели рынка именно на этих вопросах надо сконцентрироваться всем: и государству, и разработчикам модели, и генерирующим компаниям, и потребителям.
— Недовольные моделью Юрия Удальцова генерирующие компании смогут добиться ее пересмотра? К ним будут прислушиваться?
— К ним однозначно должны прислушаться, как и ко всем остальным игрокам. Здесь вопрос в аргументации. Сейчас мы не видим открытой дискуссии, последствия перехода на новую модель не просчитаны. Мы как раз планируем организовать такую дискуссию на площадке Сколково, поскольку считаем, что публичное обсуждении новой модели крайне важно для обеспечения прозрачности правил для всех игроков. Электроэнергетика — капиталоемкая отрасль, ее надо на много лет вперед прогнозировать.
Вообще, практика показывает, что нормотворчество в электроэнергетике работает очень плохо. Вот эти вот постановления, которые вступали в силу задним числом и вся отрасль ждала, когда же их наконец опубликуют, потом в них вносились десятки поправок в течение очень короткого промежутка времени (достаточно сказать, что за четыре года — с 2009-го по 2012-й — в правила оптового рынка было внесено 30 поправок, то есть примерно один раз в полтора месяца). Это говорит о том, что реально в электроэнергетике все очень плохо продумывается, планируется и реализуется.
— Это кадровые проблемы?
— Преимущественно — да. Притом что есть организации, которые строят безумно сложные модели, по факту сегодня практически для всех очередная реформа непонятна.
Беседовал Илья Арзуманов
Общим местом сегодняшних экономических дискуссий являются сетования на нехватку инвестиций, сдерживающую экономический рост. Основные фонды изношены, они быстро выбывают, и осуществлять прирост выпуска продукции становится не на чем. Насколько обоснованы подобные опасения?
Если для простоты оставить в стороне возможность увеличения выпуска за счет повышения производительности труда, то тезис о нехватке мощностей как об ограничителе роста был бы более или менее верен лишь с одним важным уточнением - если мы говорим о социалистическом плановом хозяйстве. То есть о системе, для которой экстенсивное расширение производства являлось одним из главных приоритетов и задавалось не действием частного интереса, а принуждением сверху, необходимостью выполнять спускаемые планы.
В рыночной экономике действует совсем другая логика, и механизм воздействия инвестиций на экономический рост иной, чем в плановом хозяйстве. Он действует со стороны прежде всего спросовых, а не физических ограничений. Вялость инвестиционного процесса здесь тормозит рост не потому, что не восполняется убыль производственных мощностей. А потому, что не создает повышенного спроса на инвестиционные товары и услуги. В итоге весь совокупный спрос оказывается ниже, чем мог бы быть, и в соответствии с этим замедляется рост производства. Что же касается реальных физических ограничений на объем выпуска, то до них в рыночной экономике дело, как правило, никогда и не доходит. Достаточно сказать, что загрузка производственных мощностей в промышленности развитых стран редко когда достигает 90%. Обычно же она колеблется около 80%.
Российская рыночная экономика, несмотря на младенческий возраст, в полной мере обладает той же особенностью, что и ее старшие "сестры". По данным опросов "Российского экономического барометра" (РЭБ), около 60% руководителей промышленных предприятий указывали на недостаток спроса как на одну из главных причин, ограничивающих выпуск продукции на их предприятиях в 2002 году. В то же время для производственных мощностей соответствующий показатель был в десять раз (!) ниже - всего лишь 6%. В перспективе на ближайшие двенадцать месяцев 43% руководителей считают объем производственных мощностей у себя на предприятиях избыточным и лишь 8% - недостаточным.
Если вспомнить, что в среднем за 2002 год загрузка производственных мощностей в нашей промышленности так и не перешагнула 70-процентный рубеж, то ничего удивительного в этих данных нет. Запас незадействованных основных фондов все еще весьма велик, хотя круг предприятий с высоким уровнем загрузки оборудования в последние два-три года быстро расширяется. Например, в 2001 году с загрузкой 100% и более работало уже каждое седьмое, а с загрузкой 90% и более - каждое четвертое предприятие выборки РЭБ. Для сравнения: в 1997-1998 годах соответствующие показатели были в два раза ниже.
Любопытно, однако, отметить, что даже среди тех производителей, у которых производственные мощности загружены на 100% нормы и выше, их объем все равно не я
Cтраница 1
Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.
Появление дефицита активной мощности в энергосистеме вызывает, понижение частоты.
При дефиците активной мощности, возникающей в результате аварийного отключения крупных генераторов, трансформаторов или ЛЭП, снижается частота электрич. При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в нек-рых пунктах системы и в предельном случае возможна лавина напряжения - нарастающее его снижение с нарушением электроснабжения.
При дефиците активной мощности в энергосистеме частота снижается до тех пор, пока снова не наступит равенство потребляемой и вырабатываемой генераторами мощностей. Таким образом, снижение активной мощности нагрузки ЛРН равно дефициту активной мощности РЛ.
При возникновении в ЭЭС дефицитов активной мощности, вызванных аварийным уменьшением активной мощности, не покрываемым включенным резервом этой мощности, частота в системе снижается и нормальное функционирование последней нарушается. Возникающий дефицит может быть общесистемным, связанным с выпадением мощного генерирующего узла, и локальным, образующимся в энергодефицитном районе после аварийной потели его связи с системой.
| Схема АЧР одной очереди. |
АЧР, должна соответствовать максимально возможному дефициту активной мощности, который может возникнуть в энергосистеме.
| Схемы коммутации электростанций, обеспечивающие отделение части генераторов для питания собственного расхода при аварийном понижении частоты в энергосистеме. |
Поскольку при этом может возникнуть дефицит активной мощности на шинах генераторного напряжения, предусматривается местная частотная разгрузка (или дополнительная разгрузка), действующая на отключение части потребителей.
В покрытии образовавшегося в энергосистеме дефицита активной мощности начинают в начальный период времени участвовать все генераторы на всех электростанциях в соответствии со ста-тизмом характеристик первичных регуляторов скорости вращения. Как обеспечить, чтобы образовавшийся дефицит активной мощности в конечном итоге был воспринят агрегатами частотно-регулирующей электростанции.
Если в энергосистеме возникает такой же дефицит активной мощности, как и в первом случае, то снижение частоты до точки 1 будет происходить с той же скоростью.
В ОЭЭС благодаря ее большой мощности возможные дефициты активной мощности в процентном отношении к мощности системы относительно невелики и вызывают соответственно относительно небольшие снижения частоты. Однако и они могут вызвать весьма нежелательные последствия, что требует проведения специальных противоаварийных мероприятий (см. гл. АЧР), устройства которой отключают часть нагрузки ЭЭС соответственно возникшему дефициту активной мощности в целях предотвращения недопустимого снижения частоты.
Снижение частоты имеет место при наличии дефицита активной мощности, когда источники активной мощности, работающие на сеть, не могут покрыть всей активной мощности, требуемой потребителями. Активная мощность, отдаваемая генераторами электрических станций, жестко определяется мощностью первичных двигателей. Последняя изменяется под воздействием регуляторов скорости турбин.
Устройства АЧР, применяющиеся для ликвидации аварийного дефицита активной мощности, в энергосистемах, подразделяются на основные категории: АЧР-I, АЧР-П и дополнительные АЧР. Устройства АЧР могут применяться в системах электроснабжения крупных промпредприятий, имеющих в составе собственные электростанции.
Глубина снижения частоты зависит не только от значения дефицита активной мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты и при ее снижении остается постоянной. Потребление же другой группы потребителей (электродвигателей переменного тока) при уменьшении частоты снижается.
Одной из основных целей реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что "частники" снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.
Чуда не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой - события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.
Сколько надо строить?
Но по порядку. Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – "Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.". Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.
В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.
Кроме того, указанный в документе ориентир можно назвать минимальным и с точки зрения текущего состояния отечественной электроэнергетики, вынужденной жить на сильно изношенном оборудовании, средний срок службы которого оценивается в 50-60 лет. В ближайшее время на многих электростанциях его придется менять на новое и в обозримой перспективе этот процесс должен начать нарастать лавинообразно.
К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей.
Задача выглядит амбициозной, но выполнять ее надо. Иначе невозможно будет сдержать процесс старения отечественной электроэнергетики. "Это очень большой объем, если смотреть на ретроспективу вводов за последние 10 лет. Но он является минимальным: такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. Ниже этих параметров опускаться просто недопустимо", - подчеркивает И.Кожуховский.
Прогнозы без плана
Теперь самое время посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой - штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.
Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут выполняться. По крайней мере до тех пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает вопрос: что будет с вводом новых мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в данный момент прописаны лишь на треть.
По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.
Между тем, если сопоставить вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.
На взгляд И.Кожуховского, постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас! Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.
"Можно много говорить о стимулах, механизмах и так далее, но если компании сейчас не заявили проекты, не начали думать над закупкой оборудования, то в 2016г. это все просто не успеет появиться", - подчеркивает И.Кожуховский.
Жизнь одним годом
Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами на пару ближайших лет или "концепциями развития" на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.
А вслед за скачком цен на электроэнергию в начале 2011г. появилось правительственное постановление о целевых правилах оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), предусматривающее отмену инфляционной индексации для вторичной мощности. Представители крупнейших тепловых генераторов тут же оценили свои выпадающие доходы как минимум в сотни миллионов рублей. Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных активов заявили о намерении избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.
И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно изменить саму модель ОРЭМ, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может функционировать новая модель, сколько в том, что частные инвесторы лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.
Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили выручку в секторе электроэнергетики в целом примерно на 64 млрд руб., или на 3%, что не является критичным для отрасли. "Здесь скорее было больше паники со стороны инвесторов, связанной с вмешательством государства", - полагает аналитик. Однако, как говорится, осадок остался.
Благими намерениями…
В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность. "Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его", - прокомментировал И.Кожуховский.
При этом существуют идеи, позволяющие стимулировать, в свою очередь, ответственность и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов с повышенными требованиями к энергетическому оборудованию или путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные мероприятия. Кроме того, государство не отказывается от помощи генерирующим компаниям в рамках пилотных проектов по внедрению новых технологий.
К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что оно не будет упущено совсем.
