Модель рынка мощности с конкуренцией по полным затратам

Договора о предоставлении мощности

Сегодня ведется работа по уточнению условий и подписанию договоров о предоставлении мощности (ДПМ) – особых договоров между генерирующей компанией и пулом потребителей при участии инфраструктурных организаций, фиксирующих обязательства генераторов по поставке мощности и обязательства покупателей по ее оплате.

Первая кампания по заключению договоров о предоставлении мощности между генерирующими компаниями и инфраструктурной организацией ЗАО «ЦФР» была проведена до реорганизации РАО «ЕЭС России», но в результате их юридического несовершенства заключенные тогда ДПМ не выполнили своей роли.

Представители генерирующих компаний не раз заявляли, что готовы подписать ДПМ после выхода постановления Правительства РФ по запуску долгосрочного рынка мощности (ДРМ) [1]. Это связано, в первую очередь, с тем, что текущий проект ДРМ предполагает определенные преференции: их приоритетный (обязательный) отбор на КОМ и гарантированную оплату по более высокой цене. Таким образом, принятие предложенного проекта рынка мощности направлено, в первую очередь, на мотивирование поставщиков к заключению ДПМ.

Однако данный проект рынка не лишен изъянов и, вероятно, не сможет претендовать на роль целевого (окончательного и основного на достаточно долгий срок) рынка мощности. В частности, вызывает вопросы предполагаемое описанной моделью применение ценового потолка (прайс-кэп): заявки с ценой выше заранее установленного уровня не могут быть отобраны, в случае недобора генерации для покрытия прогнозируемого спроса с необходимым резервом предполагается организовывать отдельные конкурсы по механизму гарантирования инвестиций [2] (МГИ).

Ценовые потолки

Ценовые потолки применяются на многих энергорынках и не противоречат принципам конкурентного ценообразования, т.к. устанавливаются на крайне высоких уровнях (порядка $10 тыс./МВт) и «срезают» только аномально высокие пики цен. Однако рассматриваемым проектом рынка мощности предполагается установление прайс-кэп на уровне необходимой валовой выручки пиковых электростанций, что обеспечит нулевую, а в некоторых случаях и отрицательную, экономическую прибыль поставщиков мощности.

Рынок, обеспечивающий субъекту предпринимательской деятельности нулевую экономическую прибыль, находится в равновесии [3] и вряд ли способен существенно повысить инвестиционную привлекательность электроэнергетики, а ведь это было одной из основных целей реформы: в соответствии с постановлением Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 года в число задач реформирования входило «создание благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству (генерации) и передаче электроэнергии».

На наш взгляд, повышению конкурентности рынка мощности может способствовать использование методологии RAB [4], используемой для расчета цены новой мощности (по крайней мере, до внедрения полноценного долгосрочного рынка мощности). В случаях же проведения конкурентного отбора мощности с применением ценового потолка именно рассчитанный в соответствии с RAB экономически обоснованный уровень цены мощности, увеличенный на нормальную экономическую прибыль и покрытие возможной ошибки расчета, может приниматься в качестве указанного прайс-кэпа.

О совокупности рынков электрической энергии и мощности

По мнению автора, более высокий уровень конкуренции можно получить только в случае, если рынки электрической энергии и мощности рассматривать в их совокупности, проводя отбор по суммарным затратам, поскольку для конечного пользователя важна общая цена, которую он должен платить за один кВт*ч потребленной энергии [5].

Существуют различные варианты реализации такой модели:

1. Ведется сравнение одноставочного тарифа различных мощностей, предложенных на конкурентный отбор мощности, при этом:

а) удельные постоянные издержки рассчитываются, исходя из установленной мощности участвующего в конкурентном отборе генерирующего объекта, и указанных в представленных поставщиком EPC/EPCM-контрактах (или сметах и технико-экономическом обосновании проекта) сведений о капитальных затратах и расходах по техническому обслуживанию оборудования, предусмотренных контрактами долгосрочного технического обслуживания (LTSA – long-term service agreement);

б) переменные издержки оцениваются в денежном эквиваленте как произведение проектного удельного расхода топлива на прогнозную стоимость используемого топлива (в т.ч. ядерного для АЭС, для ГЭС уместно использовать ставку водного налога и т.п.);

в) при конкурентном отборе мощности учитываются возможности загрузки (минимально и максимально допустимые значения коэффициента использования установленной мощности, ограничения по теплофикации для ТЭЦ и т.п.) конкурирующих проектов и перспективы развития энергсистемы.

Модельный пример

Для иллюстрации последнего тезиса рассмотрим модельный пример:

При отборе на выбранный год было выявлено, что наиболее дешевыми мощностями не покрыты 450 МВт прогнозируемого потребления (с учетом необходимого резервирования). При этом на отбор были представлены еще два проекта:

1) станция на 450 МВт с одноставочным тарифом 1000 руб./МВт*ч;

2) станция 600 МВт с одноставочным тарифом на уровне 800 руб./МВт*ч.

Если в дальнейшем прогнозируется рост потребления, целесообразнее отобрать большую станцию, т.к. хотя в год, на который проводится конкурентный отбор мощности, совокупная финансовая нагрузка на потребителей вырастет сильнее (600*800 = 480 000 > 450 000 = 450*1000), но дополнительные 150 МВт, которые понадобятся уже в следующем году, обойдутся в 30 000 (480 000 – 450 000), т.е. по одноставочному тарифу 200 руб./МВт*ч.

2. Системным оператором, исходя из требований оптимизации энергосистемы с учетом конфигурации сети, определяется необходимый в конкретной зоне свободный переток или в ценовой зоне ‑ структурный состав мощностей. Для этого определяются требуемые объемы пиковой, полупиковой и базовой генерации и проводится множество (произведение числа зон свободного перетока на количество выделенных типов генерации) отдельных конкурентных отборов, учитывающих, тем не менее, друг друга.

При этом сравнение проводится по постоянным издержкам, которые внутри групп более сопоставимы (например, пиковые мощности относительно дешевы по удельным капитальным затратам), и по переменным затратам, но не в денежном выражении, а в значениях удельного расхода условного топлива.

При внедрении любой из предложенных моделей рынка мощности целесообразно оценить состояние конкуренции в отрасли и ввести при необходимости специальные механизмы, препятствующие злоупотреблениям рыночной силой, к наиболее простым из которых относится введение прайс-кэп (но на уровне, достаточно высоком для обеспечения необходимого притока инвестиций в отрасль) с применением механизма гарантирования инвестиций в случае особой востребованности станций.

Организация рынка мощности

В заключение хотелось бы отметить, что в современных российских реалиях существует множество предпосылок к организации рынка мощности:

а) это и относительно невысокие резервы генерирующих мощностей, которые в сочетании с высокой чувствительностью общества и государства даже к краткосрочным всплескам цены на электроэнергию, являются препятствием к функционированию энергорынка по принципу одного товара;

б) ценовые сигналы рынка «на сутки вперед» сильно подавлены и не могут служить основой для привлечения инвестиций в отрасль;

в) при этом механизм привлечения инвестиций в электроэнергетику России крайне необходим, и рынок мощности является одним из наиболее эффективных средств, обеспечивающий требуемый результат.

Рынок мощности переходного периода не является полноценным рынком, т.к. почти все объемы на нем реализуются по установленным ФСТ России тарифам.

Рассматриваемая в настоящее время модель рынка мощности предназначена, в основном, для стимулирования генерирующих компаний к заключению договоров о предоставлении мощности, которые необходимы государству и регулирующих органам как гарантия поступательного развития отрасли за счет инвестиций частного капитала. Однако данная модель также не лишена изъянов. В первую очередь, это слишком низкий уровень ценового потолка, не позволяющий быть отобранными достаточно эффективным по совокупным затратам (одноставочному тарифу) станциям.

Автор считает, более перспективными модели рынка мощности, основанные на конкуренции по суммарным (переменным и постоянным) затратам.

[1] Контроль не должен лишать инвестиции экономического смысла. Интервью с генеральным директором E.ON Russia Power Сергеем Тазиным. // Энергорынок № 1, 2009, с.18-19.

[2] 30 июля 2009 года Правительством РФ принято постановление № 626, направленное на совершенствование механизма гарантирования инвестиций

[3] См., например, Тукенов А.А. Рынок электроэнергии от монополии к конкуренции. – М.: Энергоатомиздат, 2005.

[4] RAB (regulatory asset base ) - регулируемая база задействованного капитала, определение тарифа исходя из принципа необходимости возврата инвестиций и отдачи на вложенный капитал. С начала 2009 год применяется в России при расчете тарифов для некоторых (пилотных) сетевых компаний (подробнее о RAB см., например, «Двадцатилетний опыт внедрения RAB-регулирования в электроэнергетике уже доказал его эффективность», Коммерческие вести, 11.03.09)

[5] Так называемый одноставочный тариф