Проблемы ОРЭМс точки зрениягенерирующих компаний

 

Автор

Таран Андрей, эксперт

 

    Сентябрь — в определенном смысле знаковый месяц: шесть лет назад с выходом Постановления Правительства РФ № 529 фактически был запущен рынок электроэнергии и мощности. И хотя рынком это можно было назвать достаточно условно (практически все объемы торговались по регулируемым ценам), тем не менее начало было положено и поэтапная либерализация, предусмотренная отраслевыми документами, была проведена. При этом на протяжении всех шести лет в Правила оптового рынка постоянно вносили всевозможные коррективы. Самым неприятным был 2011 г., когда все столкнулись со значительным ужесточением правил работы. Изменения особо коснулись тепловых электростанций, часть решений была принята и проведена постфактум, что только осложнило ситуацию.
    Наиболее неблагоприятными для рынка стали:

  • переход к price-cap практически во всех зонах свободного перетока и отсутствие его индексации в 2011 г. — первом полугодии 2012 г.;
  • снижение платы за мощность в отношении вынужденных генераторов;
  • введение обязательного ценопринимания на объемы технологического минимума.
    Все эти меры привели к падению финансово-экономических показателей энергокомпаний.
    В 2012 г. на деятельность энергетических компаний не только оказывали влияние негативные факторы 2011 г., но и появились также новые риски и угрозы. В первом полугодии практически по всем генерирующим компаниям отмечено ухудшение финансово-экономической ситуации. Попробуем разобраться, какие из проблем для генерирующих компаний являются наиболее острыми.
    Ценообразование на рынке «на сутки вперед»
    Итак, с 1 июля 2011 г. Постановлением Правительства № 1172 от 27.12.11 всем генерирующим компаниям предписано подавать «ценопринимающие» заявки на объем не технического минимума (минимально возможная нагрузка по техническим условиям), как было раньше, а технологического минимума (минимально возможная нагрузка по условиям тепоснабжения). Это повлекло за собой искусственное снижение цен за счет увеличения доли «ценопринимания» на рынке «на сутки вперед». При этом основная нагрузка легла на тепловые станции, у которых объем технологического минимума определяется планируемым отпуском тепловой энергии и может существенно отличаться от технического минимума.
    В последнее время в связи с изменением схемно-режимной ситуации в ОЭС Центра, в том числе связанным с вводом новых блоков АЭС, значительно возросла доля «ценопринимания» в покрытии потребления, а следовательно, и риск формирования нулевых цен. Так, в июле 2012 г. по ряду ГТП в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Центра складывались нулевые или близкие к нулю цены РСВ.
    Положение усугубляется наличием на рынке таких «нерыночных» механизмов, как предписания, выданные Федеральной антимонопольной службой:
  • генерирующим компаниям — о формировании «ценопринимающих» заявок;
  • сбытовым компаниям — о непревышении планового потребления над фактическим (что ведет к занижению планового почасового потребления).
    Серьезной проблемой для генерации может стать подготовленный Федеральной антимонопольной службой проект методики определения соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности (в настоящее время документ проходит согасование в министерствах и ведомствах), которая предполагает фактическое ограничение ценовых заявок генерирующих компаний уровнем средневзвешенной себестоимости производства электроэнергии. Важно отметить, что данная мера крайне пагубно отра­зится на тепловых электростанциях из-за невозможности оптимизировать свою деятельность, особенно в зимний период. Дело в том, что выработка ТЭЦ может существенно различаться по стоимости в зависимости от отпуска тепловой энергии. Так, при получении 1 МВт·ч электроэнергии в конденсационном цик­ле расход топлива по сравнению с теплофикационным циклом может быть вдвое больше. С учетом того что по Правилам оптового рынка «ценопринимающие» заявки формируются на объем технологического минимума (который соответствует производству электроэнергии по теплофикационному циклу), ценовые заявки подаются на объемы по конденсационному циклу и соответствуют стоимости 1 МВт·ч дополнительной конденсационной выработки, поэтому переход к ценовым заявкам по средневзвешенной себестоимости сделает убыточной дополнительную загрузку энергетических мощностей на ТЭЦ, увеличит загрузку неэффективных конденсационных мощностей и снизит ее у более эффективных ГРЭС. Результатом станет дополнительный расход топлива на тепловых электростанциях, появится необходимость использования значительных объемов резервного топлива, увеличится себестоимость производства электроэнергии, что в долгосрочной перспективе приведет к неминуемому росту цен в заявках и повышению цен для конечного потребителя.
    Рынок мощности
    В отношении рынка мощности важными улучшениями при проведении КОМ на 2013 г. стали сокращение зон свободного перетока (ЗСП) с предельным уровнем цены (price-cap) и индексация его уровня (впервые с 2010 г.), запланированное изменение порядка определения цены по вынужденным генераторам в 2013 г.
    Тем не менее, несмотря на указанные улучшения, ключевые проблемы еще не решены. Большая часть ЗСП так и осталась с price-cap, величина которого по-прежнему не позволяет в приемлемые сроки окупать инвестиции в сооружение новых и модернизацию действующих энергетических мощностей. В то же время договоры на предоставление мощности разработаны для ограниченного числа объектов и не способстуют проведению масштабной модернизации электростанций. А иного механизма, стимулирующего новое строительство и замену устаревшего оборудования, в отрасли нет.
    Не изменился и Приказ Министерства энергетики РФ № 430, суть которого сводится к тому, чтобы не допустить к участию в конкурентном отборе мощности оборудование старше определенного возраста. При этом не учитывается, что в течение срока эксплуатации оно могло быть полностью модернизировано с заменой основных узлов и его парковый ресурс может быть продлен еще на 10—15 лет. Сейчас же Минэнерго России вынуждает электростанции выводить из эксплуатации такое оборудование. Однако в процессе вывода возникают свои сложности. Одна из них — выполнение обязательств по обеспечению надежного теплоснабжения. По ряду оборудования существует запрет на вывод со стороны местной администрации, которая, согласно Федеральному закону «О теплоснабжении» ФЗ № 190, уполномочена согласовывать вывод объектов теплоснабжения из эксплуатации. Фактически ситуация может стать безвыходной для генератора: с одной стороны, оборудование невозможно остановить, с другой — без оплаты мощности оно будет формировать убытки. Несмотря на указание в законе «О теплоснабжении» местным администрациям в подобных случаях компенсировать убытки генерирующей компании, фактически норма из-за отсутствия необходимых подзаконных актов и ряда проблем, связанных с финансированием, в настоящий момент не работает.
    Единственный выход — получить статус вынужденного генератора (при наличии запрета со стороны Минэнерго России), но это лишь «заморозит» проблему на два года, поскольку этим периодом ограничен возможный срок запрета на вывод оборудования, а вопрос, из какого источника будут профинансированы мероприятия по выводу, остается открытым. Так, например, для вывода генерирующего оборудования из эксплуатации необходимо сооружать подстанцию. Но кто и за чей счет будет это делать и как быть, если подстанция по истечении запрета так и не будет построена? Пока Правила не дают ответа на этот вопрос.
    Рост дебиторскойзадолженности
    В конце 2011 г. было принято Постановление Правительства № 877, и вместе с утвержденными весной 2012 г. Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии эти два документа лишили гарантирующих поставщиков возможности получать сверхдоходы за счет перепродажи на розничном рынке электроэнергии и мощности, купленной на оптовом рынке. Фактически существовавшие ранее правила позволяли гарантирующим поставщикам продавать электроэнергию и мощность на розничном рынке по более высоким ценам (в первую очередь из-за существования так называемого ЧЧИ — числа часов использования установленной мощности), чем покупали на оптовом рынке, при этом разница оставалась у перепродавца.
    Конечно, подобные меры давно назрели, но при этом устранение маржинальности обнажило все существующие на розничном рынке проблемы. Так, до внесения изменений сбытовые компании за счет хороших доходов могли покрывать кассовые разрывы и обслуживать значительные кредиты. Отсутствие маржинальности в текущих условиях стало одним из факторов увеличения объема неплатежей со стороны гарантирующих поставщиков на оптовом рынке. По-прежнему не решена проблема платежей сбытовых компаний, находящихся под управлением МРСК Северного Кавказа, которая возникла еще с момента запуска энергорынка.
    Отсутствие маржинальности в текущих условиях стало одним из факторов увеличения объема неплатежей со стороны гарантирующих поставщиков на оптовом рынке. По-прежнему не решена проблема платежей сбытовых компаний, находящихся под управлением МРСК Северного Кавказа, которая возникла еще с момента запуска энергорынка.
    Надо сказать, что с конца прошлого года рыночное сообщество активно поднимает такие вопросы, как введение финансовых гарантий, запуск системы единого розничного банка (банков) и системы специальных счетов, позволяющих платежам потребителей розничного рынка напрямую поступать на оптовый рынок, обсуждаются возможности ускоренного лишения статуса и перехват потребителей у злостных неплательщиков. Гарантирующие же поставщики добиваются скорейшего пересмотра сбытовых надбавок. Остается надеяться, что выход из сложившейся ситуации все-таки будет найден.
    Выводы
    Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует уже шесть лет, и в этом есть как положительные, так и отрицательные моменты для всех его участников. Отрадно то, что рынок и правила не стоят на месте, они продолжают развиваться. К сожалению, иногда рынок движется не так, как хотелось бы, и принимаемые решения устраивают не всех и не всегда. Но важно и то, что сейчас существуют площадки, где обсуждают актуальные проблемы и предлагают эффективные способы их устранения, где пытаются найти ответы на все возникающие вопросы. В данной статье отражена позиция работника генерирующей компании. Очевидно, что у гарантирующих поставщиков, сбытовых организаций и потребителей электроэнергии будет совершенно иной, порой противоположный взгляд на оптовый рынок, но тем не менее у рыночного сообщества есть все возможности улучшить ситуацию и достичь желаемого компромисса.