CC BY
21
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
Ф.В. Веселое, А.И. Соляник
СТИМУЛИРОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБНОВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ1
В статье рассматриваются последствия различных вариантов ценовых решений по стимулированию инвестиций в технологическое обновление тепловой энергетики России. Показано, что с точки зрения баланса интересов отрасли и потребителей предпочтительным по сравнению с вариантами перехода к маржинальному ценообразованию на электроэнергию и мощность, исходя из окупаемости затрат новых электростанций, является гибкое управление уровнем предельной цены на конкурентном рынке мощности и его сегментацией с учетом прогнозного роста необходимой валовой выручки тепловой энергетики.
Постреформенный опыт инвестиционной деятельности в электроэнергетике и новые инвестиционные вызовы. Прошедшие 10-15 лет ознаменовались реформированием системы управления электроэнергетической отраслью России. В ходе реформы была проведена глубокая реструктуризация отраслевых активов, ранее подконтрольных холдингу «РАО ЕЭС России», и сформированы независимые генерирующие компании, являющиеся в настоящее время основными производителями электроэнергии. Кроме того, была проведена либерализация рынка электроэнергии -с 2011 г. весь объем вырабатываемой электроэнергии (за исключением объемов поставки населению) продается по свободным ценам, определяемым в ходе конкурентного отбора ценовых заявок генерирующих компаний. В том же году был создан рынок мощности, на котором генерирующие компании продают обязательства по поддержанию мощностей электростанций в рабочем состоянии с целью обеспечения балансовой надежности в энергетической системе. В электросетевом комплексе сохранилось тарифное регулирование при доминирующем участии государства в капитале сетевых компаний.
Вместе с тем в ходе реформирования не были своевременно созданы рыночные, конкурентные механизмы поддержки инвестиционного процесса в сфере генерации и когенерации2. В когенерации ситуация усугублялась систематическим «откладыванием» реформирования в сфере теплоснабжения, что привело к критически низкой рентабельности функционирования ТЭЦ, а также стагнации инвестирования в их обновление и развитие [1]. В ожидании быстрого роста спроса для запуска первой «инвестиционной волны» в 2008-2010 гг. были внедрены специальные тарифные механизмы оплаты новой мощности электростанций с гарантированной доходностью на инвестированный капитал. Эти механизмы были закреплены в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Реализация программы ДПМ позволила стабилизировать средний возраст мощностей и увеличить долю новых технологий в парке генерирующего оборудования. Последнее привело к снижению удельного расхода топлива тепловыми электростанциями (на 7% за
1 Исследование выполнено при финансовой поддержке Российского научного фонда (проект № 17-79-20354 «Исследование масштабов развития низкоуглеродных энергетических технологий с учетом их интеграции в электроэнергетическую систему России»).
2 Генерация — процесс производства электрической энергии на электростанциях (безотносительно их технологического типа), когенерация — процесс комбинированного производства электрической энергии и тепла на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).
2008-2016 гг.) и способствовало сдерживанию роста спотовых цен электроэнергии вдвое по сравнению с ростом цены на газ. Однако недостаточная гибкость ДПМ как административного механизма поддержки инвестиций, ориентированного на строительство дополнительных мощностей, в условиях стагнации спроса привела, с одной стороны, к значительным избыткам мощности (и соответствующим затратам на их оплату для потребителей), а с другой - к обострению еще более важной инвестиционной проблемы технологического обновления существующего парка оборудования.
Особенно остро эта проблема стоит для тепловых электростанций (ТЭС) из-за их ключевой роли в структуре электроэнергетики (почти % общей установленной мощности). Дополнительные сложности ее решения связаны с высокой децентрализацией инвестиционной деятельности большого числа генерирующих компаний, а также с повышенными рисками инвестиций в условиях спотового (краткосрочного) ценообразования. В отличие от ТЭС, в других сегментах отрасли (гидро- и атомной энергетике, сетевом комплексе) сохранилась высокая степень консолидации активов при значительном государственном участии. Это позволяет централизованно решать задачи инвестиционного планирования, а при необходимости задействовать механизмы тарифной и бюджетной поддержки инвестиционных проектов.
Объемы мощности действующих ТЭС, которые в период до 2025 г. потребуют тех или иных инвестиционных решений, нацеленных на предельный ресурс эксплуатации, составляют «60 ГВт, а к 2035 г. эта величина достигнет 75-120 ГВт [2]. Обоснование стратегии технологического обновления ТЭС России было выполнено в рамках более общей задачи формирования рациональной структуры генерирующих мощностей. При этом использовалась оптимизационная модель развития электроэнергетики «EPOS», разработанная в ИНЭИ РАН и интегрированная в состав модельно-информационного комплекса «SCANER» [3]. По результатам исследований, для 60% мощностей ТЭС, требующих инвестиционных решений, предлагается комплексная реконструкция с заменой наиболее изношенных узлов оборудования. Капиталоемкость таких инвестиционных решений укрупненно оценивается в 30-50% стоимости строительства нового аналогичного объекта генерации. Остальные мощности рекомендовано выводить из эксплуатации с частичной (по балансовым условиям) заменой на новые, более прогрессивные технологии генерации5. Согласно ранее выполненным исследованиям [4], данная стратегия обновления ТЭС по сравнению с двумя «крайними» стратегиями (только реконструкция или полная замена всего парка оборудования ТЭС) оказывается лучшей с позиций общественной эффективности, так как реализуется с наименьшими интегральными дисконтированными затратами на энергоснабжение экономики и обеспечивает более низкую ценовую нагрузку на потребителей. Кроме того, масштабные инвестиции в технологическое обновление электростанций формируют большой внутренний рынок для смежных отраслей машиностроения, создавая мощный мультипликативный эффект в экономике страны. Исследования, проведенные в 2011-2012 гг. при разработке Программы модернизации электроэнергетики России, показали, что значение соответствующего мультипликатора может достигать 2 с учетом эффекта импорто-замещения поставок оборудования [5].
Однако следующим важнейшим решением государства является разработка ценовых механизмов, посредством которых можно реализовать эту инвестиционную стратегию, сделав ее коммерчески привлекательной и финансово реализуемой для генерирующих компаний без излишней нагрузки на потребителей.
3 Например, замена паросиловых газомазутных блоков на парогазовые установки с повышением эффективности использования топлива примерно в полтора раза.
В настоящее время в научном и экспертном сообществе обсуждаются различные варианты решения этой задачи. Одним из них является использование прежнего механизма отбора и оплаты проектов обновления тепловых электростанций - так называемого «ДПМ-штрих» [6]. Однако опыт использования механизма ДПМ показывает, что он искажает баланс интересов производителей и потребителей электроэнергии, а его администрирование резко сужает зону конкуренции в электроэнергетике между как отдельными проектами генерирующих компаний, так и последних с потребителями с их объектами распределенной энергетики. Для поддержки массового потока проектов обновления тепловой энергетики более предпочтительно применение конкурентных по своей сути механизмов, используя которые энергокомпании смогут оптимизировать свой портфель инвестиционных решений.
Для количественной оценки последствий вариантов рыночного стимулирования инвестиций был использован разработанный в ИНЭИ РАН комплекс финансово-экономических моделей, которые позволяют гармонизировать параметры отраслевой ценовой и инвестиционной политики на основе расчета необходимой и прогнозной валовой выручки (НВВ и ПВВ) отрасли, ее технологических сегментов и отдельных энергокомпаний [7].
Расчет динамики НВВ тепловой генерации позволяет оценить минимальные ценовые параметры, обеспечивающие финансовую реализуемость рассматриваемой стратегии технологического обновления ТЭС, в том числе и для ее согласования с макроэкономическими условиями по приемлемой динамике роста цены электроэнергии. Необходимая выручка определяется на базе прогнозного варианта производственной и инвестиционной программ и совокупного финансового плана тепловой энергетики, исходя из предельно допустимых параметров структуры и доходности капитала, кредитной нагрузки, что в итоге обусловливает наименьшие темпы роста цены для потребителей. Аналогичные расчеты НВВ для АЭС, ГЭС, ВИЭ, сетевого комплекса позволяют в итоге оценить динамику роста выручки по отрасли в целом, а также темпы роста оптовой и среднеотпускной розничной цены электроэнергии.
Расчет динамики ПВВ, напротив, отражает финансовый поток для тепловой энергетики, который формируется от продажи электроэнергии, мощности и тепла при существующих или новых механизмах конкурентного или тарифного ценообразования. Таким образом, расчет ПВВ позволяет оценить последствия государственных решений в ценовой политике посредством их влияния на выручку, и далее - на совокупные инвестиционные ресурсы тепловой генерации.
Совместное решение задач количественной оценки динамики НВВ и ПВВ на заданном временном горизонте позволяет обосновать необходимость и масштабы изменений ценовых параметров оптового рынка (с возможностью детализации до его отдельных территориальных и ценовых сегментов), которые обеспечат тепловой энергетике достаточный финансовый поток для реализации программы технологического обновления. Так, выполненные расчеты показывают, что уже к 2025 г. существующие механизмы оплаты электроэнергии и мощности на оптовом рынке не обеспечат в полной мере необходимую валовую выручку тепловой генерации при учете инвестиций на осуществление программы обновления мощностей (табл. 1). Дефицит выручки будет динамично нарастать и к 2035 г. составит около 11% суммарной НВВ ТЭС.
Таким образом, для реализации масштабного технологического обновления тепловых станций потребуется корректировка существующей конструкции ценообразования на оптовом рынке. Далее проанализируем последствия трех альтернативных вариантов такой корректировки:
- повышение цен газа для электростанций, уравнивающее стоимость продления ресурса эксплуатации действующих газомазутных ТЭС и их замещения современными парогазовыми блоками;
- отмену «ценового потолка» конкурентного рынка мощности (переход к маржинальному ценообразованию на мощность);
- регулирование «ценового потолка» конкурентного рынка мощности с учетом динамики НВВ тепловой генерации.
Таблица 1
Дефицит выручки тепловой энергетики при существующих ценовых параметрах оптового рынка электроэнергии и мощности, млрд. руб. 2016 г.*
Показатель 2016 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
НВВ ТЭС (без учета тепла) ПВВ ТЭС при сохранении существующих ценовых механизмов, всего В том числе: ПВВ по электроэнергии ПВВ по мощности Прогнозный дефицит выручки * Здесь и далее таблицы и графики содержат отмечено иное. 1139 1139 730 408 0 результаты 1233 1233 792 441 0 расчетов 1423 1304 959 345 119 ИНЭИ РАН 1745 1567 1209 358 178 , если спец 2168 1937 1467 470 231 иально не
Оценка последствий стимулирования инвестиций через механизмы маржинального ценообразования на электроэнергию и мощность. Первый вариант поддержки обновления возможен лишь для электростанций, работающих на газе, поскольку цены угля не регулируются государством (опосредованное влияние на них может осуществляться через тарифы на железнодорожную перевозку).
Оценка необходимого увеличения цены газа может быть получена, исходя из равенства стоимости электроэнергии от существующей газомазутной ТЭС (с учетом затрат на продление ресурса эксплуатации) и новой ТЭС на базе парогазовых установок (ПГУ). В мировой и российской практике для экономического сравнения разных технологий по стоимости производства электроэнергии используется показатель «корпоративного» LCOE (levelized cost of electricity), учитывающий дисконтированные операционные и инвестиционные затраты за весь жизненный цикл, а также стоимость обслуживания привлеченного капитала и налоговые платежи. Методика расчета этого показателя приведена в работе [8]. Данный показатель определяет постоянную во времени цену электроэнергии, при которой достигается нулевой чистый дисконтированный доход (ЧДД) за заданный срок окупаемости проекта (или за весь жизненный цикл).
Выполненные расчеты показывают, что для достижения паритета LCOE новой и действующей газовой генерации требуется увеличение цены газа примерно в три раза (табл. 2) в течение ближайших лет. Даже если такое увеличение цен на газ произойдет только для электростанций, его последствия для экономики будут весьма заметными через влияние цен газа на уровень спотовых цен электроэнергии, которые формируются на базе краткосрочных предельных издержек, т.е. топливных затрат наименее эффективных электростанций. В общем случае прогноз ценовой динамики спотового рынка электроэнергии (так называемого «рынка на сутки вперед», РСВ) требует использования специальных оптимизационных моделей, имитирующих централизованный отбор наиболее дешевых поставщиков с определением зональных или узловых равновесных цен на базе маржинальных затрат4.
4 Примерами моделей, имитирующих спотовые рынки с зональным или узловым ценообразованием, являются UPLAN, GE MAPS, GTMAX, PROMOD, PROSYM, PLEXOS.
Таблица 2
Сравнение LCOE действующей и новой газовой ТЭС*, коп./кВт-ч (в ценах 2016 г.)
Показатель Действующая ТЭС Новая ТЭС (ПГУ) Действующая ТЭС Новая ТЭС (ПГУ)
При существующей цене газа При росте цены газа в 3 раза
ЬСОЕ, всего В том числе: топливные затраты условно-постоянные затраты инвестиционная компонента (включая обслуживание привлеченного капитала и налоги) * Коэффициент полезного действия ставка дисконта 10%, срок окупаемое 167 132 23 12 'КПД) действующ ти 15 лет. 236 95 21 120 4ей ТЭС принят 432 397 23 12 равным 39%, нов 425 284 21 120 ой ТЭС - 55%,
Источник: расчеты ИНЭИ с учетом нормативных технико-экономических показателей, утвержденных для проектов ДПМПостановлением Правительства РФ № 238 от 13 апреля 2010 г.
Для укрупненной оценки тренда погодового изменения цены спотового рынка электроэнергии может быть использован упрощенный подход с учетом двух ключевых факторов, влияющих на профиль кривой предложения: цены топлива и повышения топливной эффективности ТЭС в результате их обновления:
„t _ pt-1 _ К _ К
рсв рсв цт b '
где Р'рсе - цена электроэнергии на РСВ в году t; КЦт - индекс роста цены топлива
в t-м году; K'b - индекс снижения среднего удельного расхода топлива ТЭС на
производство электроэнергии в t-м году.
Стремительный рост цены газа (основного вида топлива для ТЭС в европейской части России) приведет к синхронному повышению спотовой цены электроэнергии (рис. 1), выявит стимулы и финансовые ресурсы к замене старых паросиловых блоков на новые парогазовые мощности с более высокой эффективностью использования топлива.
%
Рис. 1. Динамика изменения цены газа и спотовой цены электроэнергии (в реальном выражении), % к 2016 г.: Н цена газа; И цена электроэнергии на спотовом рынке; □ удельный расход топлива на ТЭС
Выполненные финансово-экономические расчеты показывают, что при новом уровне спотовой цены прирост выручки тепловой энергетики позволяет заменить даже больший объем устаревших мощностей, чем предусмотренный в рациональном варианте обновления ТЭС - около 32 ГВт вместо 23 ГВт в период до 2025 г. Однако возникающий инвестиционный эффект будет кратковременным: массовая замена устаревшего оборудования на высокоэффективное будет быстро менять профиль кривой предложения, что (см. рис. 1) приведет к снижению предельных краткосрочных затрат и спотовой цены электроэнергии. Соответственно снизятся и финансовые возможности дальнейшей замены мощностей: в 2025-2035 гг. ПВВ тепловой генерации будет на 7-13% меньше НВВ (табл. 3). Расчеты показывают, что инвестиционные стимулы повышения цен газа сохранятся в течение не более четырех-пяти лет, что позволит заменить новыми лишь 15-20% действующих мощностей ТЭС. В дальнейшем, при снижении спотовой цены компании будут вынуждены резко сократить масштабы обновления и переключиться на менее капиталоемкие проекты реконструкции действующих ТЭС с частичной заменой оборудования.
Таблица 3
Выручка сегментов генерации при поддержке обновления ТЭС за счет повышения цены газа, млрд. руб., в ценах 2016 г.
Показатель 2016 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
Прогнозная валовая выручка (ПВВ) генерации 2101 5239 4708 4904 4998
В том числе:
ЭС 1645 3962 3596 3763 3885
АЭС 275 905 772 795 765
ГЭС 181 372 340 347 348
Необходимая валовая выручка (НВВ) генерации 2101 4330 4599 5109 5414
В том числе:
ТЭС 1645 3646 3842 4249 4456
АЭС 275 492 530 592 633
ГЭС 181 192 227 269 325
Избыток (+)/дефицит (-) ПВВ, % НВВ 0 21 2 -4 -8
ТЭС 0 9 -6 -11 -13
АЭС 0 84 46 34 21
ГЭС 0 94 50 29 7
Еще одной проблемой, возникающей при стимулировании обновления ТЭС посредством повышения цены газа, является формирование избыточной выручки у атомных и гидроэлектростанций (АЭС и ГЭС), продукция которых оплачивается по единой цене спотового рынка электроэнергии, несмотря на их гораздо более низкие переменные издержки.
При трехкратном росте спотовой цены к 2020 г. АЭС и ГЭС получат выручку, почти вдвое превышающую их НВВ, причем эти сверхдоходы сохранятся и на долгосрочном горизонте, несмотря на последующее снижение цены на рынке электроэнергии. Поэтому при использовании рассматриваемого механизма ценовой поддержки инвестиций в обновление теплоэнергетики потребуются также разработка и внедрение дополнительных механизмов для изъятия избыточных доходов атомной и гидрогенерации.
Представляется очевидным, что такой вариант ценовой поддержки инвестиций не может считаться приемлемым ни для потребителей, которые столкнутся с «шоковым» ростом цены электроэнергии, ни для отрасли, поскольку инвестиционный процесс при этом будет неустойчивым, неравномерным и не обеспечит реализации намеченной стратегии обновления мощностей ТЭС. Рост цен газа только для электростанций при сохранении прежнего уровня, характерного для котельных, резко снизит эффективность комбинированной выработки электроэнергии и тепла на
ТЭЦ и будет мощнейшим стимулом к детеплофикации; если же рост цен газа затронет и теплоснабжение, то ценовая нагрузка на потребителей, особенно - на население, вырастет очень заметно. Кроме того, изменения параметров регулирования цены газа не смогут решить проблему обновления ТЭС в Сибири, где цено-формирующими являются угольные электростанции.
Второй вариант ценовой поддержки инвестиций предполагает корректировку ценовых параметров конкурентного отбора мощности (КОМ) - второго по масштабу конкурентного сегмента оптового рынка. В рамках данного механизма проводится оптимизация ценовых заявок по стоимости поставки мощности с последующей оплатой по единой цене, значение которой зависит от объема предложения'5, но ограничено верхним и нижним пределами, которые устанавливает Правительство РФ. Величина этих предельных значений цены КОМ сопоставима с условно-постоянными затратами большинства электростанций, однако явно недостаточна для финансирования капиталоемких мероприятий по реконструкции или замещению мощностей ТЭС.
В качестве возможного варианта обсуждается повышение верхнего ценового предела КОМ до уровня долгосрочных маржинальных затрат новой электростанции за вычетом ее доходов на спотовом рынке электроэнергии [9]. Предполагается, что по этой цене, единой для всех поставщиков, мощности на КОМ, будут оплачиваться не только новые и реконструируемые объекты, но и действующие мощности, эксплуатационные затраты которых значительно меньше. Следует отметить, что в последние годы в странах Евросоюза также растет интерес к внедрению механизмов рынка мощности для поддержки тепловой энергетики [10], причем, как правило, также с использованием цены новой генерации в качестве «ценового потолка».
Для оценки нового уровня цен мощности рассмотрен скорректированный на прогнозную цену спотового рынка показатель ЬСОЕ проектов замены действующих энергоблоков на новые (парогазовые - в европейской части страны и угольные - в Сибири). Таким образом, расчетная цена мощности, выраженная в руб./кВт-мес, включает в себя в полном объеме составляющие условно-постоянных и инвестиционных расходов за вычетом выручки, получаемой на спотовом рынке электроэнергии.
Расчет количественных значений ЬСОЕ приведен в табл. 4 для условий 2020 и 2035 гг. при периоде окупаемости вложений в 15 лет и ставке дисконтирования 10%. По сравнению с существующей верхней границей цены мощности на КОМ предельная цена мощности в европейской части страны к 2035 г. возрастет в шесть раз. Из-за более высокой капиталоемкости проектов угольных электростанций маржинальные цены мощности в Сибири значительно превышают цены для европейской части России, и к 2035 г. в восемь раз превысят существующие цены КОМ в Сибири.
Как и в случае с резким повышением цены газа, для формирования соответствующих ценовых сигналов рост цен КОМ до уровней, приведенных в табл. 4, должен произойти уже в 2022-2025 гг. (ценовые параметры КОМ до 2021 г. включительно определены результатами торгов). При этом по новым, более высоким ценам будет оплачиваться вся мощность, включенная в коммерческий баланс по результатам торгов (в том числе электростанции, где не будет проводиться модернизация, и затраты на содержание которых будут существенно меньше ценовых параметров, приведенных в табл. 4).
Тем самым все типы производителей электроэнергии получат избыточную выручку относительно их НВВ (табл. 5). Поэтому аналогично варианту поддержки обновления ТЭС через рост цены газа и спотовой цены электроэнергии в этом варианте также потребуется формирование дополнительных механизмов для изъятия необоснованных доходов атомной и гидрогенерации, либо возврат АЭС и ГЭС в режим тарифного регулирования.
5 Так называемая модель с обратноэластичным спросом.
Таблица 4
Прогноз предельной цены КОМ на базе долгосрочных маржинальных затрат новой генерации
Показатель Необходимая цена электроэнергии (с учетом мощности), руб. 2016 г./МВт-ч Прогнозная цена спотового рынка электроэнергии, руб. 2016 г./МВт-ч Предельная цена КОМ, руб. 2016 г./кВт-мес.
2020 г. 2035 г. 2020 г. 2035 г. 2020 г. 2035 г.
Европейская часть РФ замена ТЭС (газ) новая ТЭС (газ) Сибирь замена ТЭС (уголь) новая ТЭС (уголь) 2292 2571 3043 3694 2952 3226 3005 3654 1250 985 1870 1090 555 690 1209 1558 599 735 1114 1462
Источник: расчеты ИНЭИ с учетом нормативных технико-экономических показателей, утвержденных для проектов ДПМПостановлением Правительства РФ № 238 от 13 апреля 2010 г.
Таблица 5
Выручка в сегментах генерации при повышении цены КОМ до уровня долгосрочных маржинальных затрат новой генерации, млрд. руб. в ценах 2016 г.
Показатель 2016 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
ПВВ генерации, 2101 2424 3472 3879 4344
В том числе:
ТЭС 1645 1745 2396 2731 3126
АЭС 275 450 588 640 671
ГЭС 181 230 488 508 548
НВВ генерации 2101 2233 2625 3122 3675
В том числе:
ТЭС 1645 1715 1985 2367 2854
АЭС 275 346 443 509 521
ГЭС 181 172 197 246 300
Избыток ПВВ над НВВ, % НВВ 0 9 32 24 18
ТЭС 0 2 21 15 10
АЭС 0 30 33 26 29
ГЭС 0 34 148 107 82
Кратное повышение цены КОМ приведет к резкому росту оптовой и розничной цены электроэнергии для потребителей. Как показано на рис. 2, в 2025-2035 гг. оптовая цена электроэнергии будет в среднем на 28-33%, а розничная цена - на 20-23% выше минимально необходимых цен, обеспечивающих прогнозную НВВ генерации (с учетом обновления ТЭС).
Коп./кВт ч
2016 2020 2025 2030 2035
Рис. 2. Рост цен на электроэнергию при переходе к оплате мощностей по долгосрочным маржинальным издержкам в сравнении с динамикой по НВВ (в ценах 2016 г.): -■- оптовая цена (при маржинальной цене КОМ); -•- оптовая цена (оценка по НВВ генерации); -□- розничная цена (при маржинальной цене КОМ); -О- розничная цена (оценка по НВВ отрасли)
Таким образом, относительным преимуществом данного варианта стимулирования обновления ТЭС по сравнению с первым вариантом (через цену газа и спотовый рынок) является формирование устойчивых инвестиционных стимулов на долгосрочном горизонте. Вместе с тем переход к маржинальному ценообразованию на рынке мощности приведет к еще большему росту ценовой нагрузки на потребителей.
Оценка последствий стимулирования инвестиций при диверсифицированной структуре рынка мощности. Третий вариант ценовых решений для поддержки обновления ТЭС предусматривает сочетание механизмов ценообразования по маржинальным и средним издержкам в различных сегментах рынка мощности (табл. 6). Предполагается сохранение правил и параметров оплаты мощности, поставляемой генераторами по регулируемым тарифам для населения и уже заключенным ДПМ (в течение 10 лет после ввода в эксплуатацию). Основные же различия связаны с распределением необходимого объема оплаты мощности для проектов реконструкции, замены и нового строительства ТЭС между двумя централизованными конкурентными рыночными механизмами: существующим КОМ (при определенной модификации его структуры и параметров) и конкурсным отбором проектов на поставку новой генерирующей мощности (КОМ-НГ).
Таблица 6
Распределение выручки ТЭС по сегментам рынка мощности, млрд. руб. в ценах 2016 г.
Показатель 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
НВВ теплоэнергетики (без учета тепла) 1176 1393 1714 2137
ПВВ ТЭС на рынке электроэнергии 792 959 1209 1467
НВВ ТЭС на рынке мощности, всего 384 434 505 670
В том числе:
поставки по регулируемым тарифам (население и т.д.) 43 43 43 43
ДПМ 256 94 0 0
КОМ-НГ (с учетом ЬСОЕ новых ТЭС) - 31 117 218
КОМ (АЭС, ГЭС, ТЭС до обновления и после ДПМ КОМ-НГ) 84 34 40 56
КОМ-М (реконструкция ТЭС) - 232 305 353
Средневзвешенная цена мощности по всем сегментам,
руб./кВт-мес. 214 253 276 341
Средняя цена КОМ-НГ, руб./кВт-мес. - 1330 1120 1100
Предельная цена КОМ, руб./кВт-мес. 152 151 149 148
Средняя цена КОМ-М, руб./кВт-мес. - 285 330 400
Механизм КОМ-НГ предусмотрен в существующих правилах рынка, планируется к применению в Тамани, Калининграде и других энергодефицитных районах. Этот механизм сходен с существующим механизмом ДПМ по принципу тарифной оплаты мощности с гарантированной доходностью на инвестированный капитал. Однако важнейшим отличием от ДПМ является конкурсный (а не административный) отбор проектов по минимуму заявленной цены новой мощности. Дополнительная конкуренция КОМ-НГ может быть обеспечена за счет расширения состава участников проектами сетевых компаний, промышленной энергетики и распределенной генерации у самих потребителей (включая программы управления спросом, меняющие профиль пиковой нагрузки). Аналогично ДПМ период тарифной оплаты ограничен фиксированным сроком окупаемости с последующим переходом генерирующего объекта в режим ценообразования на общих основаниях КОМ.
Объем торгов на КОМ-НГ определяется балансовыми потребностями в новой мощности в результате роста электропотребления и пиковых нагрузок. При решении задачи обновления ТЭС он может быть увеличен за счет включения проектов по замене действующих блоков новым оборудованием, которые по капиталоемкости сопоставимы с новым строительством. Предельные ценовые параметры этого
сегмента рынка определяются ценой новой мощности (см. табл. 4). При этом фактический размер оплаты будет ниже, поскольку каждый проект будет оплачиваться по заявленной цене мощности, которая в условиях конкуренции может оказаться ниже предельных значений, приведенных в табл. 46. Этот подход сильно отличается от ранее рассмотренного варианта 2, где оплата по единой цене на уровне цены новых проектов распространяется на все мощности на рынке; в данном варианте эта высокая цена будет применяться лишь для ограниченного объема мощностей.
Основной сегмент оплаты мощности - КОМ также потребует более гибкого регулирования «ценового потолка», чтобы сформировать остаточный объем НВВ для тепловой генерации с учетом выручки, которая будет получена в других сегментах рынка (спотовый рынок электроэнергии, сегмент КОМ-НГ, поставки мощности по ДПМ, регулируемые договора и т. д.). Соответствующие количественные расчеты, как будет показано далее, позволяют предварительно оценить уровни нового «ценового потолка». С учетом прогнозируемого дефицита финансовых ресурсов при существующих ценовых параметрах КОМ (см. табл. 1) новая предельная цена должна быть выше условно-постоянных затрат действующих электростанций, но заметно ниже долгосрочных маржинальных издержек новых ТЭС. Аккумуляция генерирующими компаниями дополнительной выручки от продажи мощности всех ТЭС расширит их возможности по кредитованию и позволит получить дополнительный финансовый ресурс для инвестиций в проекты реконструкции или замены мощностей.
Однако простое увеличение предельной цены на КОМ не является оптимальным решением, поскольку, как и в случае с вариантом 2, приведет к образованию избыточной (хотя и меньшей по объему) выручки для АЭС и ГЭС. Избыточную выручку будут получать и действующие ТЭС, которые не достигли предельного ресурса эксплуатации. Соответственно увеличение цены общего КОМ должно сопровождаться достаточно сложной системой жестких обязательств генерирующих компаний по целевому использованию этого избытка собственных средств для инвестиций в обновление своих мощностей, достигших предельного ресурса.
Данные проблемы могут быть устранены при дополнительном «расщеплении» КОМ на два сегмента:
- отдельный конкурентный отбор мощностей, требующих реконструкции (условно назовем его «КОМ-модернизация» - КОМ-М) с гарантированной оплатой по более высокой7 цене для отобранных объектов на следующие 15-20 лет;
- обычный КОМ, на котором участвуют все АЭС, ГЭС, действующие ТЭС, еще не достигшие предельного ресурса, а также объекты ДПМ, КОМ-НГ и КОМ-М после истечения периода тарифной оплаты. При этом в секторе КОМ сохраняются существующие условия оплаты мощностей по единой цене, с регулированием верхней и нижней границ ее предельных значений и сохранением правил их ежегодной индексации.
Итоговая структура рынка мощности с основными тарифными и конкурентными механизмами ее оплаты приведена на рис. 3.
Важно отметить, что такая структура позволяет государству достаточно гибко варьировать интенсивность и технологическую глубину обновления ТЭС, меняя пропорции в мощности, торгуемой на КОМ, и выделяемой на КОМ-М, а также корректируя минимальные технические требования (прежде всего - по энергетической и экологической эффективности) к проектам обновления ТЭС, а также требования по локализации используемого оборудования. Выделение отдельного сегмента для отбора инвестицион-
6 Аналогичная ситуация уже имеет место на конкурсах ДПМ для ВИЭ, когда из-за конкурентного давления удельная стоимость проектов снизилась до 20% предельных значений.
7Единой или заявленной — в зависимости от принятой модели ценообразования.
ных решений по обновлению упрощает задачу государства в части формирования обязательств по целевому использованию средств - через условия допуска в сегмент КОМ-М.
Оценка необходимой выручки ТЭС в сегменте КОМ-М:
НВВ„ = НВВ, - ПВВрд- ПВВдп„-ПВВш„- пввш
Рис. 3. Схема оценки необходимых объемов выручки в сегменте КОМ-М
Количественная оценка минимальных ценовых параметров КОМ-М может быть выполнена, исходя из распределения НВВ тепловой генерации по всем выделенным сегментам оплаты электроэнергии и мощности. Общая схема расчета НВВ и ее распределения по сегментам рынка представлена на рис. 3. Объемы выручки на спотовом рынке (РСВ) определяются с учетом допущений об изменении спотовой цены по формуле (1). Объемы оплаты мощности по тарифным сегментам (ДПМ, РД8), а также по основному КОМ рассчитываются с учетом существующих формул и правил индексации. Объемы оплаты мощности по КОМ-НГ определяются с учетом цен мощности для новой генерации (см. табл. 4). В рассматриваемом ниже варианте сегментации рынка мощности в секторе КОМ-НГ учтены только вводы новых мощностей ТЭС, а проекты по замене ТЭС в данных расчетах учитываются в составе сегмента КОМ-М. Таким образом, совокупные объемы оплаты мощности через КОМ-М определяются как разность НВВ и выручки по всем вышеперечисленным сегментам рынка.
Количественная оценка необходимых для обновления ТЭС ценовых параметров на рынке мощности приведена в табл. 6. Уже к 2025 г. оплата по проектам ДПМ перестает быть доминирующей составляющей общей выручки от продажи мощности ТЭС, а к 2030 г. ее вклад обнуляется по истечении 10-летнего срока гарантированной тарифной оплаты построенных мощностей. Переход объектов ДПМ в ре-
8 Сегмент РД — поставка электроэнергии и мощности населению по регулируемым тарифам.
жим ценообразования КОМ обеспечивает рост его стоимостного объема (при стабильной или даже снижающейся в реальном выражении цене КОМ - согласно существующим правилам ее индексации). Наиболее интенсивный рост ожидается в сегменте КОМ-НГ за счет высокой цены новой мощности, и в сегменте КОМ-М, который нарастает по мере роста накопленного объема обновляемых ТЭС.
Различия в относительной капиталоемкости инвестиционных решений определяют соотношение цен в сегментах рынка мощности. Наиболее высокий уровень цены формируется в сегменте КОМ-НГ, где с учетом изменения структуры проектов новой мощности средняя цена составит 1300 руб./кВт-месяц с последующим снижением примерно на 15%.
В сегменте КОМ-М, как и в КОМ-НГ, предполагается реализовать конкурсный подход к отбору проектов обновления ТЭС. Каждый прошедший конкурсный отбор проект будет оплачиваться по своей фактической ценовой заявке (но не выше нормативно заданных «предельных затрат»), а приведенная в табл. 6 динамика цены отражает прогноз средневзвешенного значения ценовых заявок менее капиталоемких проектов реконструкции и замены оборудования действующих ТЭС. Поэтому средние цены в данном сегменте рынка примерно в три-четыре раза ниже относительно цен КОМ-НГ. Рост средней цены КОМ-М с 285 до 400 руб./кВт-месяц объясняется постепенным увеличением доли проектов полной замены оборудования ТЭС при снижении удельного веса менее капиталоемких проектов частичной реконструкции.
Наконец, в сегменте КОМ предельная цена мощности индексируется в соответствии с текущим правилом «инфляция минус 0,1%», что обеспечивает лишь возмещение условно-постоянных затрат действующих электростанций.
Динамика средневзвешенной цены мощности в целом за период до 2035 г. демонстрирует рост примерно в полтора раза - с 214 до 341 руб./кВт-мес., что примерно соответствует темпам роста цены в наиболее крупном сегменте рынка мощности - КОМ-М. Таким образом, рациональный подход к сегментации рынка мощности и регулированию соответствующих «ценовых потолков» позволяет обеспечить наименьший рост совокупной цены на мощность даже в условиях масштабной
инвестиционной программы обновления тепловой генерации.
* * *
Выводы и рекомендации по совершенствованию рынка мощности. Сравнение трех рассмотренных выше вариантов показывает, что дифференцированный подход к конкурентному отбору и оплате мощности и гибкое регулирование «ценового потолка» на базе оценки прогнозной НВВ тепловой генерации позволяют обеспечить необходимые и достаточные условия для финансирования программы обновления ТЭС при минимальном росте оптовой цены электроэнергии по сравнению с альтернативными вариантами ценового стимулирования инвестиций (рис. 4).
Так, в варианте 1, предполагающем стимулирование модернизации за счет повышения цен газа, происходит взрывной рост оптовой цены электроэнергии к 2020 г. с последующей частичной коррекцией, но не в полном объеме. Вариант 2, где стимулом к модернизации выступает повышение цены КОМ до уровня долгосрочных маржинальных затрат новой генерации, также ведет к существенному росту оптовой цены электроэнергии (примерно на 60% к 2035 г.). В отличие от них вариант 3 предполагает «управляемый» рост оптовой цены электроэнергии за счет изменения пропорций и предельных цен КОМ, КОМ-М и КОМ-НГ, что в итоге позволит сдержать рост оптовой цены - на уровне 35% до 2035 г. или примерно на полтора процента в год. Для розничных потребителей рост среднеотпускной цены электроэнергии будет еще
меньше из-за более медленного роста НВВ электросетевого комплекса и возможности снижения сетевого тарифа в реальном выражении и составит не более одного процента в год в среднем за период до 2035 г. Данные результаты показывают возможность при системном, взвешенном подходе к формированию набора механизмов тарифного и конкурентного ценообразования на мощность обеспечить, несмотря на новые инвестиционные вызовы и рост цены газа, сохранение относительно низких цен на электроэнергию для потребителей России, что справедливо считается важным условием поддержания ее устойчивого экономического роста [11].
Коп./кВт ч
350 -,
300
250
200 150 100
2016 2020 2025 2030 2035 Год
Рис. 4. Динамика оптовой цены электроэнергии при различных вариантах стимулирования технологического обновления ТЭС (в ценах 2016 г.): ------вариант 1; -■- вариант 2;--вариант 3
Следует отметить, что такой вариант изменений в структуре рынка мощности должен быть подкреплен системой условий, стимулирующих компании к выполнению инвестиционных обязательств. Наиболее простым решением является фиксация конкретного объекта, технического решения, сроков выполнения и штрафов при нарушении обязательств (как сейчас в ДПМ). Однако представляется более эффективным акцент на использование экономических методов стимулирования. Опираясь на опыт других стран9, введение подобных обязательств возможно в форме сертификатов на объемы обновления, которые по итогам КОМ-М каждая генерирующая компания должна обеспечить реконструированными мощностями в течение следующего одного-двух циклов (четырех-восьми лет). Невыполнение (или неполное выполнение) обязательств по обновлению ТЭС потребует введения штрафных санкций в отношении компаний-нарушителей.
В этом случае между самими участниками рынка может быть организован вторичный рынок сертификатов, позволяющий обменивать обязательства одних на проекты других. Механизм «модернизационных сертификатов» дает еще одну степень свободы для инвестиционного поведения, так как компания может выбирать между более интенсивным обновлением своих мощностей или обеспечением своих обязательств за счет реализации проектов других компаний (с соответствующей покупкой сертификата на необходимый объем мощности). Подобный обмен имеет экономический смысл, если стоимость собственных решений по обновлению будет выше, чем альтернативных проектов другой компании, которые и будут определять рыночную цену таких обращаемых «модернизационных сертификатов».
9Например, «зеленые» сертификаты в электроэнергетике стран ЕС.
Литература
1. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Воронина С.А., Семикашев В.В. Современное состояние теплоснабжения России //Проблемы прогнозирования. 2011. № 1. С. 30-43.
2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 г. Утверждена Распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. № 1209-р.
3. Веселов Ф.В., Волкова Е.А., Курилов А.Е., Макарова А.С., Хоршев А.А. Методы и инструментарий прогнозирования развития электроэнергетики //Изв. РАН. Энергетика. 2010. № 4. С. 82-94.
4. Веселов Ф.В., Ерохина И.В., Макарова А.С., Хоршев А.А. Комплексная оценка эффективных масштабов обновления тепловых электростанций при обосновании рациональной структуры генерирующих мощностей на перспективу до 2035 г. // Теплоэнергетика. 2017. № 3. С. 5-14.
5. Волков Э.П., Макаров А.А., Макарова А.С., Сапаров М.И. Задачи и методы разработки «Программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года» //Изв. РАН. Энергетика. 2013. № 1. С. 3-14.
6. Семашко Н. Поворот к восстановлению // КоммерсантЪ. «Энергетика». Приложение № 238 от 22.12.2016. С. 19.
7. Веселов Ф.В., Соляник А.И. Многоуровневый подход к финансово-экономической оценке параметров ценовой политики государства в электроэнергетике и долгосрочных последствий принимаемых решений // Изв. РАН. Энергетика. 2016. № 4. С. 37-48.
8. EIA. Levelized Cost of Electricity and Levelized Avoided Cost of Electricity Methodology Supplement. June 2013. Режим доступа: www.eia.gov/renewable/workshop/gencosts/pdf/methodology_supplement.pdf
9. Борохов В. Рыночные механизмы стимулирования модернизации объектов генерации // ЭнергоРынок. 2017. № 2. С. 21-24.
10. Keay-Bright S. Capacity Mechanisms for Power System Reliability. Why the Traditional Approach Will Fail to Keep the Lights on at Least Cost and Can Work at Cross-Purposes with Carbon Reduction Goals. 2013. Montpelier: Regulatory Assistance Project. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.raponline.org/document/download/id/6805
11. Ивантер В.В., Белкина Т.Д., Белоусов Д.Р., Блохин АА, Борисов В.Н., Буданов И А., Говтвань О.Дж., Гусев М.С., Зайончковская Ж.А., Комков Н.И., Коровкин А.Г., Ксенофонтов М.Ю., Кувалин Д.Б., Михеева Н.Н., Моисеев А.К., Панфилов В.С., Паппэ Я.Ш., Порфирьев Б.Н., Ползиков ДА, Ревич Б.А. и др. Восстановление экономического роста в России. Науч. доклад / Отв. ред. акад. В.В. Ивантер. М.: ИНП РАН, 2016.
