Оптовый рынок электроэнергии: история, реалии, перспективы

Суть рынка электроэнергии. Истоки

В начале 2000-х годов в стране серьезными темпами росло энергопотребление, и эксперты осознали грозящую перспективу нехватки генерирующих мощностей и угрозу надежности энергоснабжения на фоне старения основных фондов отрасли. Решить надвигающуюся проблему должны были формирование конкурентной рыночной среды в энергетике, разделение РАО «ЕЭС России» по видам деятельности, привлечение инвестиций и приватизация активов в потенциально конкурентных видах деятельности.

Одновременно с разделением РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов).

Функционирование оптового рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии состоит из оптового и розничного рынков. Наиболее важным из них является оптовый рынок, так как на нем в основном формируется конкурентная цена на электроэнергию, и только на нем централизованно осуществляются балансирование энергосистемы, управление нагрузками и оказание системных услуг.

На оптовом рынке торгуются два товара — электроэнергия и мощность.

Если плата за электроэнергию компенсирует генерирующим компаниям расходы в основном на топливо, то плата за мощность покрывает условно постоянные расходы поставщиков на поддержание оборудования — затраты на ремонт и амортизацию оборудования, запасные части и расходные материалы, заработную плату персонала и так далее.

Оптовый рынок электроэнергии поделен на три сектора: долгосрочный рынок двусторонних договоров (здесь ведется торговля по регулируемым и свободным договорам), рынок на сутки вперед (РСВ, конкурентный отбор наиболее дешевых предложений поставщиков электроэнергии для покрытия объемов потребления, проводимый на одни сутки) и балансирующий рынок (покупка/продажа объемов отклонений от РСВ в результате изменений объемов выработки или потребления отдельными участниками рынка).

На розничных рынках конечные потребители, включая население, приобретают электроэнергию у сбытовых организаций — независимых сбытовых компаний и так называемых гарантирующих поставщиков, то есть у региональных сбытовых компаний, которые покупают электроэнергию на оптовом рынке и обязаны поставлять электроэнергию всем обратившимся к ним розничным потребителям в регионе присутствия.

Ценообразование на рынке электроэнергии, составляющие тарифа для потребителей

Для конечного потребителя розничного рынка, если он не является населением или приравненной к нему категорией потребителей, стоимость потребленной электроэнергии складывается из нескольких составляющих:

• стоимость непосредственно электроэнергии, приобретенной сбытовой компанией на оптовом рынке;

• стоимость мощности, которая формируется из мощности КОМ (конкурентный отбор мощности), мощности объектов КОММод (конкурентный отбор модернизированных мощностей), ДПМ (договор о предоставлении мощности), ВИЭ (возобновляемые источники энергии), МСЗ (мусоросжигательный завод), мощности гидроэлектростанций и атомных электростанций, стоимость мощности новой генерации в Крыму, на Дальнем Востоке;
• сетевая составляющая, то есть стоимость услуг по передаче электроэнергии и потери электроэнергии в сетях, в том числе в процессе трансформации (снижения напряжения);
• надбавка сбытовой компании.

Для населения и приравненных к нему категорий потребителей ФАС устанавливает тариф, в который входит стоимость электроэнергии и мощности поставщиков по регулируемым договорам, стоимость услуг по передаче электроэнергии и надбавка энергосбытовой компании. Именно в методике формирования тарифа по регулируемым договорам методом индексации заложена одна из составляющих перекрестного субсидирования между населением и остальными потребителями. Необходимо отметить, что к приравненным к населению категориям потребителей отнесены целые регионы Северного Кавказа, которым электроэнергия и мощность поставляются по сниженным регулируемым тарифам.

Факторы, влияющие на изменение цены на электроэнергию

На изменение нерегулируемой цены электроэнергии на оптовом рынке влияет множество факторов, как связанных с месторасположением точки генерации и потребления электроэнергии, так и с временем потребления. Влияние на цену оказывает удаленность от мест добычи газа: чем дальше от газового месторождения находится потребитель, тем больше в цене газа транспортная составляющая, соответственно, выше цена газа и, как следствие, выше цена электроэнергии.

Влияет также наличие или отсутствие крупных «дешевых» источников энергии — атомных станций, ГЭС, и наличие/отсутствие соответствующей пропускной способности электрических сетей от этих источников к потребителям. Если говорить о временном изменении цены, то влияние оказывают сезонные изменения режимов работы ГЭС, крупных ТЭЦ, АЭС. Например, в конце 2018 и начале 2019 года сложился маловодный гидрологический режим в реках европейской части, в основном в Волжско-Камском бассейне. Это повлекло снижение выработки ГЭС и загрузку ТЭС, что привело к росту цены электроэнергии на оптовом рынке, который, впрочем, на тариф для населения не повлиял. В отопительный период на рынке растет объем дешевого предложения электроэнергии от ТЭЦ за счет комбинированной выработки тепла и электроэнергии, что в итоге также приводит к снижению цены электроэнергии на оптовом рынке. Все эти колебания цены оптового рынка транслируются и на розничный рынок.

Перекрестное субсидирование — тормоз для экономического развития страны

Перекрестное субсидирование в электроэнергетике — одна из самых старых и наиболее актуальных проблем. Его понимают как ценовую дискриминацию: тариф на электрическую энергию для промышленных и коммерческих потребителей устанавливается выше предельных издержек, а для домохозяйств — ниже, так что первые вынуждены переплачивать и субсидировать последних.

Перекрестное субсидирование между промышленными потребителями и населением, заложенное в тарифах на тепловую энергию, вынуждает крупных потребителей производить тепловую энергию на собственных источниках, что, в свою очередь, приводит к недозагруженности ТЭЦ и снижению выработки электричества в наиболее эффективном когенерационном цикле.

Одной из негативных сторон сохранения перекрестного субсидирования является уход крупных промышленных потребителей от «большой» энергетики, как в части объемов приобретения на оптовом рынке, так и в части оплаты услуг по передаче электроэнергии. Как следствие, растет тарифная нагрузка для остальных потребителей, снижается эффективность энергокомпаний, консервируются действующие энергомощности.

С целью исключения негативных социальных и экономических аспектов необходимо проводить именно поэтапную ликвидацию «перекрестки». Сокращение перекрестного субсидирования приведет к установлению правильных ценовых сигналов на рынке электрической энергии и экономики в целом.

ДПМ-2: результаты первого отбора. Глубокая модернизация

В начале этого года правительство РФ утвердило программу модернизации тепловых электростанций (ТЭС) по договорам предоставления мощности (ДПМ). Решение стало ответом на обострившуюся в отрасли проблему устаревания генерирующего оборудования. По словам министра энергетики Александра Новака, первый этап программы ДПМ высвободил средства, которые к 2021 году достигнут порядка 130—250 миллиардов рублей в год. Именно на эти средства планируется провести глубокую модернизацию мощностей.

Отбор проектов модернизации производится в два этапа: на первом этапе (85% мощностей от квоты) отбор проводится Системным оператором по ценовым заявкам участников, на втором этапе Правительственная комиссия по предложению Минэнерго дополняет перечень отобранных проектов иными проектами (15% от квоты).

По правилам, оплата мощности отобранных проектов в течение первых 12 месяцев осуществляется только по заявленным условно-постоянным затратам, а начиная со второго года поставки в течение 15 лет — с учетом возврата капитальных затрат. Базовая доходность по проектам установлена на уровне 14%, с корректировкой по методике Минэкономразвития РФ. Таким образом, контракты заключаются на 16 лет.

По результатам модернизации генераторам нужно подтвердить соответствие требованиям по локализации и выполнить все заявленные работы. В случае невыполнения требований по локализации мощность таких проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет. Для энергокомпаний штраф за просрочку окончания периода обновления и задержку ввода составит 25% от цены мощности по договору модернизации.

При этом для проектов, включающих инновационные технологии (внедрение газовых турбин большой мощности, угольных теплофикационных энергоблоков с улучшенными экологическими показателями мощностью 200 МВт, теплофикационных блоков на угле или газе мощностью 295 МВт), предусмотрены меры поддержки в виде нештрафуемой отсрочки ввода в эксплуатацию.

Конкурсный отбор прошли 45 проектов

Первый этап отбора проектов на 2022—2024 годы прошел в марте-апреле и стал «залповым» на 3 года. По его результатам было отобрано 30 проектов модернизации с установленной мощностью 8,6 ГВт из 129 заявленных проектов. Это 18 электростанций, которые расположены в 13 субъектах России. Из них в первой ценовой зоне европейской части страны было отобрано 18 проектов, работающих на газе, мощностью 6,9 ГВт. Во второй ценовой зоне Сибири — 12 проектов на угле мощностью 1,7 ГВт.

Однако по словам экспертов, преимущество получили наиболее эффективные ГРЭС. При этом без поддержки рынка остались старые ТЭЦ и угольная генерация европейской части РФ, для которых и создавалась программа.

Вторым этапом в итоговый перечень проектов модернизации из 63 проектов Правительственной комиссией включены 15 проектов модернизации ТЭЦ мощностью 1,8 ГВт. Помимо ценовых показателей, на этом этапе оценивались также такие параметры, как внедрение инновационного оборудования, участие в теплоснабжении населения, техническое состояние оборудования, влияние на экологическую ситуацию. Окончательные результаты отбора проектов модернизации на 2022—2024 годы утверждены Распоряжением Правительства РФ №1713-р от 2 августа 2019 года.

Главной целью, которую декларировали инициаторы программы, была необходимость модернизировать устаревшие электростанции. Дело в том, что высокий износ оборудования влечет массовый вывод станций из эксплуатации, что может повлиять на надежность работы всей энергосистемы. Однако по мнению экспертов рынка, итоги первого отбора на 2022—2024 годы показали, что эти планы не были реализованы.

Более 80 процентов отобранных для модернизации мощностей — это проекты усовершенствования ГРЭС. Проекты модернизации ТЭЦ, на которых лежит нагрузка по теплоснабжению потребителей и потенциал увеличения энергоэффективности которых значительно выше, в текущей конкурсной модели оказались неконкурентоспособными в борьбе за средства на модернизацию.

В итоге большинство предлагаемых улучшений в основном направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и, по сути, представляют собой программы капитального ремонта, а не глубокой модернизации ТЭС с внедрением передовых технологий.

Остается надеяться, что Минэнерго учтет результаты первого отбора проектов модернизации и внесет необходимые изменения в правила проведения отборов с целью повышения конкурентоспособности ТЭЦ.

Перспективы рынка электроэнергии

Рынок электроэнергии не стоит на месте, он постоянно меняется под текущие реалии, и недавно завершившийся первый отбор проектов модернизации ТЭС тому пример. В ближайшей перспективе хотелось бы видеть шаги, направленные на поэтапную либерализацию сектора регулируемых договоров, совершенствование рынка на сутки вперед, разработку действенного механизма по выводу из эксплуатации морально и физически устаревшего оборудования.

В перспективе будут развиваться такие направления рынка, как распределенная генерация, рынок системных услуг в части привлечения потребителей к регулированию потребления, «интернет энергии», то есть развитие систем накопления энергии.