В ожидании перемен:взгляд на работу ОРЭМ со стороны тепловой генерации

 

Автор

Панина Александра, Заместитель генерального директора по маркетингу и сбытуООО «ИНТЕР РАО — Управление электрогенерацией»

 

    Российский оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) функционирует не первый год, однако его модель регулярно критикуют как потребители, так и поставщики. В то время как конечная цена на электроэнергию неуклонно растет, рентабельность генерирующих компаний оставляет желать лучшего. Рост цен на топливо, «пробелы» в регулировании работы вынужденных генераторов, ценообразование в КОМ — все эти проблемы говорят о том, что действующая модель рынка нуждается в серьезной корректировке.
    На грани рентабельности
    Для потребителей главной проблемой рынков электрической энергии является регулярный рост цен. За период с 2009 по 2011 г. цены на электроэнергию для промышленных потребителей (класс напряжения 110 кВ) выросли с 1,06 до 2,21 руб./кВт•ч, т.е. более чем на 100%. Как следствие — крупные потребители заявляют о готовности отсоединиться как от тепловых, так и от электрических сетей и строить собственные тепловые и генерирующие мощности. Развитие событий по такому сценарию приведет к дальнейшему удорожанию электроэнергии и тепла для остающихся потребителей, прежде всего мелких и средних.
    Если посмотреть на экономичес­кие результаты работы поставщиков оптового рынка, можно заметить, что множество тепловых генерирующих компаний имеют неудовлетворительные экономические показатели. Из отчетных данных 2011 г. видно, что у большинства ТГК рентабельность совсем невысокая (средняя рентабельность ТГК составляет всего 2%), некоторые ТГК работают на грани убыточности. У ОГК ситуация несколько лучше, но величина рентабельности продаж недостаточна для осуществления дальнейших инвестиций (средняя рентабельность ОГК по итогам 2011 г. — около 7%).
    Основная причина этого состоит в том, что темпы роста цен на оптовом рынке существенно отстают от темпов роста цен на технологическое топливо. Доходность тепловых генерирующих мощностей за последние несколько лет не только не выросла, но имеет тенденцию к снижению, в том числе с учетом опережающего роста цен на топливо над регулируемыми и свободными ценами электроэнергии на ОРЭМ. При этом для российской тепловой генерации основные затраты в себестоимости производства занимают затраты на топливо.
    С учетом либерализации рынка электроэнергии основная выручка генераторов от реализации электроэнергии формируется в свободном секторе оптового рынка «на сутки вперед» (РСВ) и балансирующего рынка (БР). При этом либерализованная цена электроэнергии лишь повторяла темпы роста цены на газ и даже снижалась в период кризиса. Так, за период с 2007 по 2011 г. цена на газ выросла на 110%, оптовая цена на электроэнергию на либерализованном рынке (РСВ) — на 70%.
    Темпы роста цен на уголь в последнее время значительно отставали от динамики роста цен на газ. В результате на оптовом рынке электроэнергии наблюдаются ситуации, когда эффективность угольной генерации начинает превосходить эффективность газовой генерации, несмотря на то что удельные расходы условного топлива угольной генерации превышают удельный расход газового оборудования. При этом если изменение цен на газ определяется федеральными органами (утверждается на соответствующий период Федеральной службой по тарифам), то изменение цен на уголь со стороны поставщиков жестко не контролируется, что может приводить к существенным отклонениям цен угля отдельных поставщиков относительно общей динамики.
    Таким образом, можно выделить следующие основные проблемы топливообеспечения тепловой генерации в электроэнергетике:
  • отсутствие значительного объема долгосрочных договоров на поставку топлива;
  • наличие дефицита некоторых марок угля на внутреннем рынке вследствие их экспортной ориентированности;
  • отсутствие государственного регулирования и действенного механизма контроля над изменением цен на уголь и мазут;
  • отсутствие площадки (биржи) торговли топливом, позволяющей генераторам оптимизировать потребление топлива в режиме, близком к реальному времени в случае отклонений потребления топлива от прогнозных объемов без значительных штрафных санкций.
    Следовательно, целесообразно оперативно реализовать механизмы конкурентной торговли топливом с фиксацией цен на несколько лет вперед посредством развития как биржевых торгов, так и прямых двусторонних договоров с гарантированным оказанием услуг по передаче реализованных объемов топлива.
    Принуждение к генерации
    Правила оптового рынка обязывают генераторов поставлять электроэнергию по любым ценам, в том числе ниже себестоимости, при работе на низких нагрузках. Ведь модель конкурентного ценообразования предполагает наибольший рост прибыли от реализации электро­энергии с увеличением либерализованной доли конкурентного рынка у компаний, чьи затраты на производство значительно ниже маржинальной цены, складывающейся на свободном рынке. При этом недостаточно эффективное оборудование зачастую работает с убытком.
    Это вызвано тем, что модель оптового рынка предполагает так называемую вынужденную работу оборудования, когда генератор должен продавать электроэнергию по ценам ниже, чем затраты на производство. Такая ситуация характерна для ночных часов практически по всему тепловому оборудованию в Российской Федерации. Если тепловая станция достаточно эффективна, то за счет роста цен в часы наибольшего спроса она сможет компенсировать свои «ночные» убытки. Однако если энергообъект востребован по электрическим режимам энергосистемы, но недостаточно конкуретноспособен и в эти «дневные» часы, то по итогам суток, а возможно месяца и года, станция становится убыточной.
    Проблемы таких необходимых энергосистеме, но неэффективных станций могут решаться путем:
  • присвоения им статуса ЭВР (генератор, осуществляющий поставки электроэнергии в вынужденном режиме), что позволит получать оплату электроэнергии по регулируемому тарифу. Однако следует отметить, что основание предоставления статуса ЭВР настолько жесткое (риски ограничения потребителей в течение 21 дня в течение месяца), что этот механизм практически не работает;
  • компенсации через плату за мощность. Это возможно, если генератор получит статус вынужденного или самого дорогого генератора, а также если действующая нормативно-правовая база будет позволять учитывать в регулируемом тарифе на мощность указанные убытки. В настоящее время такая возможность не предусмотрена;
  • предоставления вынужденным генераторам права продавать электроэнергию не по ценам РСВ, а по регулируемому тарифу. Вопрос об этом неоднократно выносился на заседание наблюдательного совета НП «Совет рынка» и требует дальнейшего всестороннего рассмотрения;
  • осуществления компенсаций таким генераторам полученных на рынке электроэнергии убытков путем оплаты произведенной ими вынужденно электроэнергии не по маржинальной цене, сложившейся на рынке, а с учетом их затрат (например, по ценовой заявке генератора).
    Следует также отметить, что рост объемов вынужденного ценопринимания, которое за истекший календарный год составило около 80% на рынке электроэнергии, только усугубляет проблему из-за снижения цен на оптовом рынке в часы наименьшего спроса.
    Проблемы КОМ
    Еще одной актуальной проблемой генерирующих компаний является то, что платежи, получаемые с рынка мощности, зачастую не покрывают полностью постоянные затраты поставщика. Так, формируемые в КОМ цены позволяют покрыть условно-постоянные издержки только старым станциям, стоимость основных фондов которых уже самор­тизировалась. Ситуация усугубляется применением предельной цены на мощность в большинстве регионов России.
    Относительно новые тепловые электростанции, а также станции с малой установленной мощностью и, как следствие, с высокими удельными затратами на содержание единицы мощности оказываются нерентабельными на рынке мощности. При формируемом уровне цен новая тепловая генерация не получает в КОМ достаточно средств для покрытия постоянных издержек и возврата инвестиций даже с учетом того, что на РСВ за счет своей эффективности они зарабатывают больше маржинальной прибыли, чем старые тепловые станции.
    В условиях высокой изношенности оборудования отсутствуют средства для его глубокой модернизации. Однако эту проблему необходимо решать в краткосрочной перспективе. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., одобренной Распоряжением Правительства РФ от 22.02.08 № 215-р, в Российской Федерации суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях составляет 82,1 ГВт, или 39% установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях — 57,4 ГВт, или 40% их установленной мощности, а на гидроэлектростанциях — 24,7 ГВт, или более 50% их установленной мощности. К 2020 г. уже 57% мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс.
    Несмотря на масштабную программу вводов по ДПМ, проблема модернизации действующего оборудования или вывода его из эксплуатации остается нерешенной. Особенно актуальной для тепловой генерации является проблематика генерирующего оборудования, поставляющего мощность на ОРЭМ в вынужденном режиме. Так, отсутствует механизм компенсации всех затрат при работе оборудования, неэффективного на рынке электроэнергии, поскольку продажа мощности осуществляется по тарифам, устанавливаемым по методике ФСТ для вынужденных генераторов, а продажа электроэнергии — по ценам РСВ. При этом установление тарифа на поставку мощности для вынужденных генераторов осуществляется с учетом дохода, получаемого электростанцией от продажи электроэнергии, но без учета убытков от продажи электроэнергии.
    Наличие жестких требований к техническим параметрам генерирующего оборудования для участия в КОМ, установленных Приказом Мин­энерго России от 07.09.10 № 430, приводит к ситуации, когда в отношении эффективного на рынке электроэнергии оборудования подаются заявления на вывод его из эксплуатации. В данном случае целесообразно пересмотреть требования к техническим параметрам генерирующего оборудования как условия участия в КОМ.
    Кроме того, срок присвоения статуса «вынужденный генератор» ограничен двумя годами. Данное обстоятельство не позволяет за указанный срок ни провести модернизацию оборудования, ни подготовиться к выводу из эксплуатации.
    До сих пор остается открытой проблема финансирования мероприятий по выводу генерирующего оборудования из эксплуатации. Масштабная программа ввода генерирующих мощностей (объекты ДПМ) предполагает также масштабную программу вывода устаревшего оборудования, для реализации которой требуется финансирование. Однако действующая нормативная база не предусматривает источников для финансирования этих работ.
    Таким образом, для дальнейшего ОРЭМ регуляторам и участникам рынка следует сосредоточиться на решении следующих вопросов. Во-первых, это разработка правил долгосрочного рынка мощности, отсутствие которых препятствует привлечению долгосрочных частных инвестиций в развитие генерирующих мощностей и сохранению интереса инвесторов к сектору. Во-вторых — внедрение системы финансовых гарантий на оптовом рынке, что могло бы остановить неуклонный рост дебиторской задолженности.
    Решение этих проблем будет способствовать дальнейшему развитию ОРЭМ и переходу рынка на более современный уровень с учетом опыта работы предыдущих лет.