Мощный мегаватт

Рубрика:

Рынок

 

Автор

Золотова Ирина, Заместитель директора по ценообразованию и экономике в электроэнергетикеАгентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике

 

    В настоящее время в России существуют два рынка: рынок электроэнергии и рынок мощности и, следовательно, два товара, обращающихся на них1.
    Целью рынка мощности является, с одной стороны, обеспечение необходимого уровня надежности в энергосистеме, что означает наличие готовой к выработке мощности в объеме, достаточном для снабжения потребителей в любой момент времени, с другой — сглаживание резких колебаний цен на рынке электроэнергии.
    Таким образом, мощность представляет собой особый товар — готовность в каждый момент времени приступить к выработке электроэнергии установленного качества и в необходимом количестве. В связи с этим, очевидно, что должны быть решены следующие задачи:

  • готовность электростанций, присутствующих на рынке, к выработке электроэнергии в периоды, когда они не загружены системным оператором;
  • системный вывод из эксплуатации генерирующих объектов (иными словами мощности не должны выводиться из эксплуатации в количестве, которое может повлиять на надежность энергосистемы);
  • рынок должен привлекать проекты строительства новых и реконструкции существующих электростанций, чтобы покрывать рост потребления и вывод из эксплуатации устаревшего оборудования.
    В соответствии с Правилами оптового рынка электроэнергии и мощности в 2011 г. реализация мощности осуществлялась:
  • по договорам купли-продажи, заключенным по итогам КОМ (отобранная по результатам конкурентного отбора мощность);
  • по свободным договорам купли-продажи — СДМ (при условии, что мощность отобрана на КОМ);
  • по договорам о предоставлении мощности — ДПМ («новая» мощность тепловой генерации) и договорам купли-продажи мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций;
  • по регулируемым договорам (РД).
    В продаже также участвовала мощность генерирующих предприятий, отнесенных к объектам, поставляющим электроэнергию в вынужденном режиме (станции, мощность которых не отобрана на КОМ и в отношении которых в установленном порядке не получено разрешение о выводе из эксплуатации, например, в связи с тем, что от их работы зависит теплоснабжение потребителей или стабильность всей энергосистемы).
    Структура реализации мощности в ценовых зонах оптового рынка по секторам в 2011 г., показана на рис. 1 и 2.
    По сравнению с 2010 г. объем мощности, продаваемой по регулируемым ценам, в 2011 г. сократился на 40%, что обусловлено дальнейщей либерализацией рынка мощности, при этом доля либерализации рынка мощности меньше, чем электроэнергии. Прогнозируемые объемы либерализации рынка мощности и электроэнергии представлены в таблице.
    Если принять во внимание тот, факт, что цены «вынужденных» генераторов регулируются ФСТ России, то фактический объем либерализации рынка мощности (особенно во Второй ценовой в зоне «Сибирь», где доля «вынужденных» генераторов составляла 21%) будет еще ниже (60—65%).
    Цены на мощность, реализуемую в соответствии с видом заключенных договоров, различны. При этом очевидно, что вновь вводимая мощность (ДПМ) существенно дороже «старой». Цены на мощность, продаваемую в 2011 г. в ценовых зонах оптового рынка по секторам, представлены на рис. 3. Во Второй ценовой зоне мощность, «уходящая» по ДПМ, значительно дешевле, чем в Первой ценовой зоне, в связи с преобладанием в зоне «Сибирь» «объектов ДПМ», относящихся не к вновь вводимым мощностям, а к объектам модернизации действующего оборудования (капитальные затраты на новое строительство больше, чем на проведение мероприятий по модернизации и реконструкции).
    В 2011 г. вследствие продолжающейся либерализации рынка электроэнергии и мощности, а также реализации с середины 2011 г. мер правительства по сдерживанию темпов роста тарифов в электроэнергетике средневзвешенные по всем секторам рынка цены на мощность снизились относительно 2010 г. в обеих ценовых зонах. Падение в среднем по двум ценовым зонам составило 11,8%. При этом ожидаемый в начале 2011 г. темп прироста средневзвешенной цены на мощность на оптовом рынке в целом за год достигал 4%.
    Также относительно 2010 г. снизились (-16,2%) цены на электрическую мощность, продаваемую по регулируемым договорам. Данная тенденция обусловлена исключением из регулируемых тарифов атомных станций ОАО «Концерн Росэнергоатом» и гидроэлектростанций ОАО «РусГидро», утвержденных на 2011 г., средств (резерв) на развитие АЭС и инвестиционной составляющей из прибыли (эти средства предусмотрены в виде отдельных ставок, устанавливаемых ФСТ России). В связи с этим в 2011 г. произошло сокращение тарифов РД атомных электростанций ОАО «Концерн Росэнергоатом» и гидроэлектростанций ОАО «РусГидро» на 36,9 и 46,6% соответственно.
    Конкурентный отбор мощности (КОМ)
    Цена мощности, определяемая в ходе конкурентного отбора, устанавливается в границах зон свободного перетока (ЗСП)2, при этом при наличии в ЗСП слабой конкуренции между поставщиками мощности ФАС России может ввести для данной ЗСП предельную цену мощности (price cap), выше которой цена в заявках поставщиков подниматься не может.
    В 2011 г. цены мощности были ограничены во всех ЗСП за исключением ЗСП «Центр» и «Урал». В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 2383 на 2011 г. в зонах свободного перетока, для которых вводится price cap, предельная цена для Первой ценовой зоны (Европейская часть Росси и Урал) составила 118,1 тыс. руб./МВт в мес., для Второй (Сибирь) — 126,4 тыс. руб./МВт в мес.
    Одним из основных отличий КОМ на 2012 г. от предыдущего года можно считать то, что КОМ без применения предельного уровня цены за мощность проводился в трех ЗСП («Центр», «Урал» и «Сибирь»), при этом общее количество ЗСП было сокращено — ЗСП «Хакасия» была присоединена к ЗСП «Сибирь», а ЗСП «Серово-Богословский узел» — к ЗСП «Урал».
    Величины предельного уровня цены на мощность для КОМ на 2012 г. были установлены Распоряжением Правительства РФ от 18.08.11 № 1461-р на уровне 2011 г.
    При проведении конкурентного отбора мощности в ЗСП, в которых не применяется предельный уровень цены, существуют определенные условия, которые должны выполнять поставщики при подаче заявок:
  • если поставщик на территории ЗСП владеет более 15% всей установленной мощности генерации, то на определенный объем мощности он обязан подать ценопринимающие заявки4. При этом объем мощности, в отношении которого подается такая заявка и на который указывается конечная цена, не должен превышать 15% общего объема всей установленной мощности в данной ЗСП;
  • ценовые заявки, составляющие 15% наиболее дорогого предложения (при отборе на 2011 г. доля для ЗСП ценовой зоны «Сибирь» была равна 10%), не формируют маржинальную цену КОМ.
    В ЗСП, в которых КОМ проходил без применения price cap, сложилась следующая цена на мощность на 2012 г.:
  • ЗСП «Сибирь» — 146 787,92 руб./МВт в месяц;
  • ЗСП «Урал» — 118 118 руб./МВт в месяц;
  • ЗСП «Центр» — 118 100 руб./МВт в месяц;
    Мощность генерирующих объектов, в отношении которых указанная в заявке цена была выше маржинальной, и при этом такие объекты были все равно отобраны Системным оператором на КОМ (за счет необходимых системе технических параметров), оплачивается по цене, установленной для них ФСТ России.
    Прогноз
    Сколько будет стоить 1 МВт мощности? В настоящее время, когда износ основного энергетического оборудования крайне высок и составляет порядка 60%, необходимость масштабной и глубокой модернизации российской электроэнергетики не вызывает сомнений. Обновление основных фондов требует соответствующих капитальных затрат, что неизбежно ведет к росту цен (рис. 4).
    Именно цена «новой» мощности будет определять уровень цен на мощность на оптовом рынке. На рис. 5 приведена прогнозная динамика реализации мощности на оптовом рынке по основным составляющим (РД, КОМ, ДПМ). Максимальный объем вводов мощности по ДПМ в соответствии с принятыми решениями приходится на период 2013—2016 гг. К 2015 г. доля стоимости мощности, реализуемой по ДПМ, в общей стоимости мощности достигнет 35%.
    Среднегодовой прогнозный темп прироста цены мощности на оптовом рынке в 2012—2015 гг.составит порядка 11—15%, что приведет к увеличению розничной цены на электрическую энергию (с учетом стоимости мощности) для конечных потребителей на 1—1,7% (прирост только из-за фактора «стоимость мощности на оптовом рынке»). При этом очевидно, что осуществление капитальных затрат сейчас позволит минимизировать переменные издержки в перспективе.
    В заключение можно отметить, что объем мощности, вводимой и реализуемой по ДПМ, — это примерно 15% от всей потребности в новых мощностях до 2030 г. (в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2030 г., разработанной ЗАО «АПБЭ» по поручению Минэнерго и в целом одобренной Правительством РФ, суммарная потребность во вводах генерирующих мощностей оценивается в 173 ГВт). Поэтому важно, заработают ли другие механизмы реализации «новой» мощности, например конкурсный механизм инвестиционных проектов в электроэнергетике, который, с одной стороны, должен быть привлекательным для инвесторов, а с другой — должен привести к снижению удельных капитальных затрат на строительство и, следовательно, к удешевлению энергии у розничного потребителя.