CC BY
353 К О Н О М И
4 Е С К И Е
НАУКИ
УДК 330
А. С. Матвеева
ВОЗМОЖНОСТИ СВОБОДНЫХ ДВУСТОРОННИХ ДОГОВОРОВ
Актуальность работы обоснована тем, что процесс реформирования рынка электроэнергии затрагивает множество различных острых проблем энергонадежности, конкурентоспособности и функционирования объектов и субъектов рынка. Свободные двусторонние договоры являются частью новой системы договоров, используемых в сфере электроэнергетики на розничном рынке электроэнергии.
Ключевые слова: СДД, ДПМ, договора.
1. Рынок электроэнергии- есть ли реальная конкуренция?
В советской и постсоветской электроэнергетике единая цена на электроэнергию устанавливалась государством для всей страны на текущий плановый период.После развала СССР в 1990-е годы, по инициативе ОАО РАО "ЕЭС России" (председатель правления А.Б.Чубайс) в 2001 году было начато реформирование электроэнергетики России по разработкам американских и английских компаний «Карана-Корпорейшн» и «СМS СатегопМакКеппа" при экспертизе американской компанией АгШшгЛМегееп. ПравительствоМ.М.Касьяновавынесло Постановление от 11.07.2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики», а затем был принят внесенный этим же правительством закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 г.[1].При этом закон принимался на основании Пояснительной записки Правительства, где он обосновывался последующим снижением тарифов до 2,8-3,0 центов/кВт.ч. Это основное обязательство не выполнено.
На парламентских слушаниях Государственной Думы 3 апреля 2017 г. по итогам реформ электроэнергетики 54 % экспертов проголосовали за то, что они не удались, 21,7 % высказались за эффективность реформ. Воздержались при голосовании 24 %, в том числе руководство Комитета по энергетике[8].
Реформы рынка электроэнергии проводились по следующему сценарию [8]:
© Матвеева А.С., 2017.
Научный руководитель: Фрей Диана Аркадьевна - кандидат экономических наук, доцент, НИУ МЭИ, Россия.
- ликвидация субъекта отраслевой стратегической инициативы (упразднение ОАО "РАО ЕЭС России", разделение АО-энерго (единая энергоснабжающая организация в субъектах РФ) на несколько частей, сокращение функций и численности компетентных в области электроэнергетики сотрудников в Минэнерго РФ).
- принятие закона с ошибочным целеполаганием (привлечение инвестиций, конкурентное ценообразование, устранение монополизма без приоритета противозатратности);
- ликвидация функции диспетчерского управления в энергокомпаниях при замене ЦДУ ЕЭС в составе РАО ЕЭС России на отдельную операторскую компанию АО «Системный Оператор ЕЭС», что привело к потере управления совместными режимами централизованного электро- и теплоснабжения от ТЭЦ, тем самым вызвав обвал рынка тепла и превращение крупнейшего и социально-значимого сектора генерации - городских ТЭЦ в планово-убыточный бизнес по продажам энергии на двухнесогласованно работающих рынках (оптовый - электроэнергия, розничный - теплоэнергия). При этом из функции АО «СО ЕЭС» было исключено управление энергообъектами среднего и низкого напряжения, обеспечивающими большинство потребителей. Функция прогнозирования развития решается АО «СО ЕЭС» в статусе оператора без учета реальности и экономических последствий для субъектов рынка и потребителей;
- выдача беспрецедентных преференций сбытовым посредникам за счет электросетевых компаний, лишенных даже права самостоятельно взимать плату с потребителей за свои услуги. Ни одна компания ни в одном виде бизнеса такого права в Российской Федерации не лишена;
- ликвидация центра принятия решений в субъектах РФ в результате введения экстерриториального принципа управления;
- прекращена координация развития основных созидательных комплексов (отраслевая наука, электротехника, энергомашиностроение, проектно-строительно-монтажный бизнес и техническое обслуживание энергообъектов)на федеральном уровне.
Согласно ст. 71 Конституции РФ федеральные энергетические системы относятся к ведению Российской Федерации, по ним должны приниматься федеральные законы, имеющие прямое действие на всей территории страны. Закон «Об электроэнергетике» не является законом прямого действия, так как в нем более 50 отсылочных пунктов, отдающих Правительству полномочия парламентариев по разработке нормативной базы[8].
Так что же происходит на рынке электроэнергии в России в настоящее время?
После либерализации энергорынка в РФ энергокомпании, являющиеся поставщиками электроэнергии, устанавливают цены на свой товар согласно законам рынка - то есть цена на электроэнергию и мощность варьируется в зависимости от климатической зоны, времени суток, динамики спроса и т.д. Отдельно осуществляется торговля мощностью, как товаром, позволяющим обеспечить готовность генерирующего оборудования к выработке достаточного количества электроэнергии высокого качества в целях удовлетворения потребности участника рынка.Ценообразование на российском рынке электроэнергии зависит от зоны, в которой находится потребитель электроэнергии. Потребители в ценовых зонах покупают электроэнергию по ценам рынка. Потребители, находящиеся в неценовых (и изолированных) зонах, получают энергию по регулируемым государством тарифам.ОРЭМ действует на территории так называемых "ценовых зон". Цена электроэнергии и мощности зависит от категории потребителя. Для населения и приравненных к группе "Население" категорий потребителей цена на электроэнергию устанавливается государственными регуляторами, и отпускается исключительно согласно таким установленным тарифам. Для всех прочих потребителей поставка электроэнергии ведется по нерегулируемой цене (за исключением неценовых зон, где "прочим потребителям" электроэнергия также отпускается по регулируемым ценам). Цена электроэнергии складывается из следующих составляющих: цены электроэнергии и мощности на ОРЭМ (себестоимость электроэнергии для потребителя); тарифы на услуги по передаче электроэнергии, инфраструктурные платежи, сбытовые надбавки.
В действующей модели оптового рынка электроэнергии России сейчас функционирует несколько секторов, в частности, сектор свободных двусторонних договоров (СДД), рынок на сутки вперед (РСВ), балансирующий рынок (БР).
Рынок на сутки вперед (РСВ) является по сути своей аукционом, проводимым и поддерживаемым коммерческим оператором рынка (ОАО "АТС"). На этом аукционе сводятся заявки на покупку и продажу электроэнергии на следующие сутки Цена РСВ определяется по максимальной цене удовлетворенной заявки на продажу электроэнергии.
Отклонения от РСВ являются предметом торгов электроэнергией на балансирующем рынке (БР), на котором системный оператор (ОАО "СО ЕЭС") определяет объемы и цены поставок электроэнергии, необходимые для ликвидации отклонений от планов РСВ.
Таким образом, РСВ - это рыночный механизм формирования объемов планового почасового производства и потребления электроэнергии за сутки до начала фактических поставок электроэнергии потребителям по конкурентным ценам.
Общий алгоритм действий на РСВ заключается в следующем [3].
Участники рынка за сутки до предполагаемых торгов на РСВ подают ценовые заявки со своими пожеланиями по необходимым объемам покупки/продажи электроэнергии, а также о предполагаемых ценах, по которым участник готов купить или продать электроэнергию в каждый конкретный час суток.
В целях отбора оптимального количества генерирующего оборудования для производства требуемой электроэнергии производится процедура выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) на основании заявленного спроса на электроэнергию. Поскольку технологически невозможно ежесуточно (а тем более ежечасно) включать и выключать генерирующее оборудование в точном соответствии со спросом на электроэнергию, процедура ВСВГО отделена от отбора ценовых заявок на РСВ, и осуществляется на семь дней, с возможными оперативными корректировками в случае необходимости. Соответственно, именно ценовые параметры заявок ВСВГО являются ограничительными для конкурентных заявок на РСВ.
Для принятия участия в процедуре ВСВГО поставщики оптового рынка подают заявки коммерческому оператору (ОАО "АТС") содержащие сведения об объемах и цене производства электроэнергии для каждой единицы генерирующего оборудования и стоимости пуска одного МВт установленной мощности этого оборудования. Эти заявки передаются системному оператору, который и осуществляет ВСВГО, руководствуясь критерием минимума стоимости производства электроэнергии. Плановый состав генерирующего оборудования и регулировочный диапазон (верхний и нижний пределы регулирования для каждого поставщика) определяются системным оператором по итогам ВСВГО. Именно в рамках регулировочных диапазонов поставщики могут конкурировать на рынке РСВ.
Эта модель ценообразования считается, на первый взгляд, вполне эффективным рыночным механизмом установления цен индикаторов, в том числе прогнозных. В качестве подтверждения подобного утверждения обычно приводится тот факт, что цены на газ, например, растут быстрее цен на рынке РСВ.
Основная часть затрат на покупку электроэнергии приходится на долю РСВ, при этом отклонение предельной цены от индекса РСВ в 2016 году составило лишь 3% по оценкам Ассоциации "НП: Совет рынка" [3], т.е. влияние БР и небалансов на конечную цену электроэнергии составляет 3%.
В ныне действующей модели рынка гарантирующие поставщики узнают об изменении цены исключительно по факту, а у организаций, осуществляющих администрирование оптового рынка электроэнергии и мощности, нет обязанности объяснять покупателям причины изменения стоимости. Рынок электроэнергетики находится в настоящее время "в ручном управлении", а вовсе не в поле действия рыночных механизмов. Потребители в ценовых зонах фактически не могут даже спрогнозировать свои действия на краткосрочную перспективу, не говоря уже о среднесрочной, в связи с тем, что регулирование цен в неценовых зонах, неподвластное рыночным механизмам, компенсируется за счет потребителей в ценовых зонах, и эта компенсация зачастую носит совершенно непредсказуемый характер.
Таким образом, "конкурентный рынок" РСВ оказывается далеко не таким уж конкурентным, по мнению специалистов [6].
Во-первых, доля РСВ в общей стоимости электроэнергии генерации (без учета передачи и сбыта) составляет не более 60%, и продолжает сокращаться по мере роста средневзвешенной стоимости мощности, вводимой в эксплуатацию по механизмам ДИМ, а также продолжающейся нагрузки на рынок в виде вынужденной генерации. Это существенно меньше, чемдоля рынка собственно электроэнергии в американских юрисдикциях PJM и ISO NE, которые и были взяты за прототип российской модели энергорынка, но с заметными пробелами и упрощениями[6].
Во-вторых, цены РСВ слабо отражают наилучший экономический баланс конкурентного предложения всей располагаемой генерации, поскольку для того, чтобы попасть на торги, генерация в этой модели проходит процедуру предварительного отбора - выбор состава включенного генерирующего оборудования ВСГВО, которая, в свою очередь, жестко связана с «рынком мощности» - отбираются те станции, которые прошли отбор мощности КОМ со всеми его недостатками - "внеочередности" для ДПМ, АЭС, предустановленной цены и вынужденных. При этом есть еще и приоритеты в загрузке: АЭС и ГЭС, вынужденные, непрозрачно формируемая величина оперативного резерва, а также чрезмерноеце-нопринимание как со стороны предложения (до 127 ГВт из 150 ГВт максимального спроса), так и спроса. При этом двусторонние договоры в приоритетах по загрузке у системного оператора стоят на самом последнем месте [6].
Еще одна причина фактического ограничения конкуренции на РСВ - жесткая локализация покупателей на оптовом рынке через зарегистрированные за ними группы точек поставки ГТП. Потребители получают электроэнергию в конкретных узлах по конкретной цене, слабо зависящей от спроса данного
потребителя, поскольку гарантирующие поставщики, формирующие спрос по ГТП региона в целом, подают ценопринимающие заявки на практически весь объем потребления [6].
Таким образом, фактически конкуренции на рынке электроэнергии сейчас нет. Контроль за тарифами практически утрачен. По некоторым видам тарифов так называемая «инвестиционная составляющая» - прочие расходы, не имеющие отношения к непосредственному производству и передаче услуг ЖКХ, - достигает 60%. При этом регулярный рост тарифов и принцип безубыточности позволяет закладывать в них самые невероятные расходы, которые никто не контролирует.
По мнению экспертов, "децентрализазация энергетических компаний не породила на рынке конкуренцию - появились новые монополии, только региональные" [7].
2. Рынок мощности - существует ли конкуренция
Согласно прогнозам экспертов, цены на мощность будут расти в ближайшие несколько лет на 18% ежегодно, и их снижения не планируется. Снижение регулируемых энерготарифов в неценовых зонах компенсируется, согласно действующей модели рынка электроэнергии, потребителями первой и второй ценовых зон. В июле 2017 года правительство утвердило снижение энерготарифов на Дальнем Востоке до 4 руб. за кВт-ч в целях привлечения инвестиций в регионы Дальнего Востока. Это снижение энергетикам должны будут компенсировать промышленные потребители ОРЭМ. Надбавка за Дальний Восток будет действовать в течение трех лет. Дополнительно увеличат цены на мощность ввода новых АЭС, высокая доходность которых также гарантируется энергорынком [7].
Уже во второй половине 2000-х годов в России предполагался кризис генерирующих мощностей. Для предотвращения этой угрозы была разработана система договоров на поставку мощности (ДПМ).
Такой договор подразумевал, что поставщики и покупатели энергии должны заключать агентские договора с центром финансовых расчетов, одновременно принимая на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. Возмещение затрат на строительство таких объектов было гарантировано участникам договоров впоследствии через повышенную стоимость мощности (Распоряжение Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 г. № 1334-р)[2]. Таким образом, в системе ДПМ инвесторам был гарантирован быстрый и доходный возврат вложений - то есть были созданы почти идеальные условия для инвестиций. Конечно же, предусматривалась и система штрафов за непоставку мощности в срок. Благодаря такому благоприятному инвестиционному климату в период 2008-2014 годов в развитие генерации энергии в России было вложено более 3,6 трлн рублей(по данным Минэнерго РФ[4]. За счет инвестиций в строительство генерирующих мощностей, мощность энергосистемы России увеличилась более чем на 20 ГВт [4].
При этом Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утвержден средний рост энергопотребления на уровне 4,3% в год. Эта цифра была определена, исходя из роста энергопотребления в 2006 году (в тот год рост энергопотребления составил 4,6%). С учетом этого планировалось, что энергопотребление должно вырасти к 2014 году на 40% по отношениию к факту 2007 года [4]. Но по факту ситуация оказалась совершенно другой, чем планировалось. Так, предполагалось, что потребление электроэнергии в 2014 году должно было составить 1380 млрдкВтч[4]. На самом деле разрыв между прогнозом 2008 года и фактом потребления электроэнергии в 2014 году составил 30%. Прогноз не учел того, что промышленность в России стала сокращаться, и сократилась как раз на те самые пресловутые 30% [9]. По факту в последние годы спрос держится на уровне 1060 млрдкВтч.
Как выяснилось, слишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки. Генераторы же теряют прибыль сразу по двум направлениям - во-первых, из-за снижения цены на КОМ (так, по КОМ на 2016 год средневзвешенная цена в первой ценовой зоне упала почти на 8% по сравнению с предыдущим годом), а во-вторых, из-за снижения цен на РСВ. Так, по оценкам "СО ЕЭС", сегодня генераторы готовы работать по любой цене, даже в убы-ток[9].
Казалось бы, можно передохнуть, и постепенно выводить старые мощности, заменяя их модернизированными и более современными. Но генерирующие компании не желают вкладывать деньги в модернизацию, а стараются найти их на оптовом рынке. При этом в поисках "быстрых денег" для решения задач генерации правительство все чаще использует механизм платы за мощность. Так, например, в феврале 2017 года цены на мощность увеличились на 52% по сравнению с январем 2017 года для промышленных потребителей первой ценовой зоны в связи с тем, что необходимо было быстро профинансировать запуск новых ДПМ АЭС и ГЭС. Таким же образом решаются вопросы субсидирования цен в Крыму, Калининграде, на Дальнем Востоке, дополнительные денежные потоки «Росатома», возможный запуск ДПМ на модернизацию с 2020 г. Таким образом, электроэнергетика продолжает находиться в режиме ручного управления, что создает постоянные регуляторные риски для всего рынка, и далеко не является "рыночным механизмом" [6].
По данным Ассоциации "НП: Совет рынка" [3], к 2023 году 70% цены на мощность для потребителей будут формировать вовсе не рыночные механизмы, а надбавки для новой генерации и компенсации проблемным регионам. При этом дополнительная нагрузка на потребителей может вырасти почти на 1 трлн.рублей. [3]. Ситуация с надбавками все более похожа на финансовую пирамиду - и эта пирамида грозит очень скоро обвалиться. Предвидя такое развитие событий, все больше и больше регионов просят вывести их с энергорынка и вернуть регулируемые тарифы, потому что в соответствии с логикой финансовых пирамид, у рынка вскоре не хватит средств на возмещение очередных льгот.
Фактически именно система ДПМ стала "основой" этой пирамиды оплаты рынком нерыночных механизмов. Владельцы ТЭС, строившие новые блоки, получали договоры на поставку мощности (фактически векселя от государства), по которым стали получать повышенные выплаты за мощность для окупания инвестиций. Затем в программу ДПМ включились новые АЭС и ГЭС. Затем - ДПМ для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и мусоросжигающих ТЭС (МТЭС). В последнее время правительство все чаще использует механизм платы за мощность, не думая о последствиях, поскольку этот механизм является самым простым и вроде бы на первый взгляд совершенно безрисковым для чиновников. Планировалось, что цена мощности после окончания инвестпрограмм должна была пойти вниз, но у государства нет сил избежать соблазна использовать такой ресурс, как ДПМ, для новых стимулов.
При этом до 2016 года потребители даже выигрывали от ввода ДПМ - на РСВ цены росли медленнее, чем на рынке мощности, и этот эффект был выгоден для потребителей. Но после ввода в 20162017 гг. дорогих мощностей от АЭС, такие игры на рынках РСВ и мощностей перестали приносить прибыль, что, естественно, совершенно не понравилось никому.
По прогнозам НП "Совет рынка", к 2023 году в структуре нерыночных механизмов будет доминировать ДПМ АЭС (21,5% в нерыночной цене), ТЭС (20,6%), ВИЭ (17,1%), ГЭС (3,8%), МТЭС (2,4%). Еще 2,9% даст надбавка к цене для строительства ТЭС в Калининградской области, 1,2% — для строек ТЭС в Крыму, 0,3% придется на «КОМ новой генерации» под закрытие локальных дефицитов. При этом в 2023 году в число механизмов уже не войдет надбавка для выравнивания тарифов на Дальнем Востоке (ее срок истекает 31 декабря 2019 года)[3].
Как уже говорилось выше, введение и увеличение "квазинадбавок" в тарифной составляющей провоцирует регионы на переход с оптового рынка обратно на тариф. При этом необходимо понимать, что расширение льготных (неценовых) территорий переносит часть платежей для возмещения энергетикам на потребителей, находящихся в ценовых зонах ОРЭМ, увеличивая тарифную нагрузку и приводя к росту цен в этих регионах. Так, с 1 сентября ФАС уже на 25% снизила энерготарифы для промышленности Бурятии, распределив эту нагрузку на ценовые зоны оптового рынка. В перечень "льготников" уже вошли регионы Северного Кавказа и Тува, на очереди поданные заявки на получение аналогичных льгот от Калмыкии, Карелии, Хакасии, Республики Алтай, Забайкальского и Ставропольского края. Регулятор против этого, но вопрос в компетенции правительства.
При этом эксперты предупреждают, что как только таких "льготных" регионов в ценовой зоне рынка ОРЭМ будет более 20% от потребления, можно считать эксперимент с рынком электроэнергии полностью проваленным. По их мнению, никакой единой политики в области развития рыночных отношений в энергетике нет, есть исключительно ручное управление и "псевдорынок" РСВ, на котором цена складывается не при помощи рыночных механизмов, а зависит от квазинадбавок и последствий "ручного управления" [6].Специалисты подчеркивают, что ситуация на рынке мощности идет «по классическому сценарию финансовой пирамиды из льгот, надбавок и перекрестного субсидирования», и база для их финансирования сокращается[9].
Тем не менее, проект Энергостратегии до 2035 года предполагает, что к 2035 году генерации в России должно стать больше на 30-60 ГВт (часть из них АЭС и ГЭС). Также в проекте Энергостратегии указано, что необходима разработка нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику и теплоснабжение. Этот механизм должен компенсировать инвестиции на возведение генерации за обозримый срок, давать приемлемый рост цен, а также стимулировать конкуренцию между генерирующими компаниями и иметь долгосрочный характер.
Механизм ДПМ был рассчитан лишь "на разовую акцию", как утверждают в Минэнерго. Конкуренции между генерирующими компаниями при этом не было - механизм ДПМ предполагал необходимость строительства объектов генерации энергии согласно разработанному перечню, не допускающему изменений. Поэтому предложенная схема была направлена не на развитие и поддержку конкуренции между компаниями, а всего лишь на стимулирование инвестирования в область при условии гарантированного возврата инвестированных средств.
Одним из базовых подходов для инвестирования в рамках Энергостратегии до 2035 года, по мнению экспертов, может быть механизм гарантирования инвестиций (МГИ). Фактически это тот же ДПМ, то есть регулятор определяет перечень объектов строительства, сроки ввода и объем резерва мощности, а
также предельную стоимость проекта. Отличие же МГИ от ДПМ заключается в том, что каждый такой проект строительства должен будет разыгрываться между генерирующими компаниями в формате аукциона с понижением цены. Теоретически этот механизм можно использовать в течение достаточно длительного времени, к тому же он, по мнению ряда экспертов, удовлетворяет всем требованиям к механизму привлечения инвестиций, описанным в Энергостратегии 2035.
Ряд других специалистов считает, что по мере стабилизации экономической ситуации основным направлением инвестиций должна стать модернизация, а не строительство новых объектов. Но ключевым моментом является схема возврата инвестиций. В этом вопросе, естественно, желания генерирующих компаний и потребителей расходятся самым кардинальным образом. Минэнерго принимает сторону потребителей, полагая, что все необходимые затраты генераторы должны закладывать в долгосрочные договоры. Но генераторы придерживаются другой позиции. Не видя возможностей быстрого возврата инвестированных денег, генерирующие компании утверждают, что модель двусторонних долгосрочных договоров по предлагаемой схеме сложно реализуема, вызовет резкий рост тарифов, а также, по предположению специалистов "Газпром энергохолдинга", может вызвать дефицит мощностей уже в ближайшие годы, поскольку часть генерирующих объектов уже устарела, и требует вывода или модернизации, а при условии снижения инвестиций это будет сложно реализовать.
Генерирующие компании предлагают заключать двусторонние долгосрочные договоры по так называемой схеме "ДПМ-штрих". Это тот же вариант договоров о предоставлении мощности, но возврат инвестиций гарантируется не под новое строительство, а под модернизацию старых мощностей. Естественно, генерирующие компании не желают терять инвестированные средства, а хотят получить гарантированную прибыль от государства на вложенные средства. За эту модель ратуют представители "Интер РАО" и "Газпром энергохолдинга". Но в Минэнерго справедливо опасаются, что переход к такой системе не только не облегчит положение в отрасли, но и значительно его усугубит. Если строительство новых объектов возможно проконтролировать, то очень сложно оценить объем средств, необходимый для модернизации объекта. Таким образом, Минэнерго просто-напросто подозревает генерирующие компании в возможной нечистоплотности и желании инвесторов легко получить деньги из бюджета под предлогом "модернизации" без каких-либо реальных действий по улучшению ситуации в энергетике.
Аналитики разделяют опасения Минэнерго, напоминая при этом, что дефицита мощностей в ближайшее время не предвидится (как пугают генерирующие компании), а уровень потребления энергии растет весьма медленно. Поэтому, хотя масштабная программа модернизации всей энергосистемы потребует очень значительных средств, система ДПМ-штрих будет применяться в очень ограниченном варианте, и лишь по согласованию с правительством.
При этом производители электроэнергии в 2016 году стали все чаще отказываться от продажи мощности на оптовом энергорынке через КОМ и уходить на свободные договоры по продаже мощности (СДМ) энергосбытовым компаниям.
По оценкам экспертов, доля СДМ в 2016 году выросла почти вдвое, составив в общем объеме проданной мощности по ДПМ и КОМ 23% — 38 ГВт (всего в отбор прошло 162 ГВт, из них 32 ГВт — это ДПМ). По данным ассоциации "НП Совет рынка", объем продажи электроэнергии по свободным договорам в 2016 году вырос на 2,4%, до 42,6 миллиарда кВт.ч.[3]
Основной причиной роста СДМ в 2016 году эксперты называют изменения их правил. Генераторам разрешили заключать СДМ с любым потребителем внутри одной ценовой зоны энергорынка. Это привело к тому, что крупные генерирующие компании начали активно продавать мощность аффилированным или "надежным"энергосбытам. Это позволило им избавиться от неплатежей, так как, по правилам рынка, долги потребителей за мощность на КОМ пропорционально распределяются между поставщиками энергии, но не затрагивают СДМ.
3. Возможности свободных двусторонних договоров (СДД)
Договора СДД играют важную роль при востребованном сегодня переустройстве моделей рынков в Европе в связи с резким увеличением доли проникновения ВИЭ в генерации. Долгосрочные договоры позволяют потребителям рассчитывать на долгосрочные поставки электроэнергии от низкомаржинальных по текущим издержкам источников ВИЭ, в т.ч. в расположенных в других странах, рыночным образом планировать свой доступ к магистральной сетевой инфраструктуре через рынок финансовых прав на передачу. В свою очередь, такое планирование естественным образом создает наилучшие условия для сбалансированного развития рынка электроэнергии в целом - обеспечивает надежность поставок при наименьших затратах в генерации в координации с сетевым строительством.
Двусторонние договоры широко используются и для нового строительства - стороны хеджируют свои ценовые риски на срок окупаемости капиталоемких проектов. Часто сами энергоемкие потребители и строят новые мощности. Например, так устроено финансирование проекта АЭС Ханхикиви в Финлян-
дии - основными акционерами компании оператора Fennovoima являются крупные потребители, заинтересованные в долгосрочной цене на рынке не более 50 € /МВтч.
В России вместо таких контрактов ниша новых вводов прочно занята ДПМ.
Свободные двусторонние договоры (СДД) предназначены в основном для хеджирования рисков высокой волатильной цены покупки или продажи электроэнергии на РСВ. Главным их отличием от других договоров является то, что в рамках СДД участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. При этом в рамках свободных двусторонних договоров продаются по свободным ценам только те объемы электроэнергии, которые не покрыты регулируемыми договорами.
Регламент заключения СДД состоит в следующем [3].
Участники торгов, желающие заключить СДД, подают заявки с необходимыми характеристиками на Биржу. Специалисты Биржи проверяют сходимость заявок, и если заявки участников удовлетворяют требованиям друг друга, то производится формирование пакета документов участников и регистрация договора СДД в установленном регламентами порядке.
Фактически СДД являются определенным видом долгосрочных фьючерсных контрактов, когда продавец и покупатель договариваются о "резервировании" товара по фиксированной цене, который продавец должен поставить, а покупатель купить в определенный срок. Но в сложившейся рыночной системе компании-генераторы не хотят заключать долгосрочные контракты с потребителями. Так, на РСВ оптовая цена фактически непредсказуема. Поэтому возможность заключения прямых договоров на оптовом рынке есть, но пользуются ею крайне редко из-за взаимных рисков проиграть относительно цены. Доля прямых договоров в общем объёме оптовых торгов не превышает 1% [7].
Функцию защиты от ценовых колебаний мог бы взять на себя финансовый рынок - заключение хеджирующих сделок позволит потребителям и генераторам фиксировать стоимость электроэнергии. Но стоимость страхования ценовых рисков так высока, что нивелирует в принципе смысл заключения прямых контрактов.
Энергосбытовые компании боятся продешевить, а потребители опасаются огромных переплат. Таким образом, по мнению экспертов [7], основная причина отсутствия свободных двусторонних договоров (СДД) между крупными промышленными потребителями и генераторами - боязнь "прогадать" в цене при нестабильности цен на рынке. Поскольку стоимость затрат на топливо трудно прогнозируется, цены на РСВ очень сильно меняются в зависимости от темпов роста потребления и погодных факторов, а также подвержены большой волатильности из-за меняющегося состава ВСВГО, то стоимость электроэнергии и мощности, а, значит, и предельный уровень цен сложно поддается прогнозированию на среднесрочную перспективу.
Влияет на объем заключаемых СДД и модель распределения задолженности на рынке. Так, на ОРЭМ задолженность распределяется равномерно на всех поставщиков. Поэтому если в случае обычной покупки-продажи электроэнергии крупный потребитель почему-либо задержал оплату, эта задолженность ляжет на плечи всех участников рынка. В случае же заключения СДД и внезапного неплатежа потребителя по этому договору, все убытки должны быть покрыты именно производителем, заключившим договор СДД. Если потребитель был достаточно крупным, то такие финансовые потери могут стать непоправимым финансовым ущербом для производителя.
Аналитики отмечают также, что изначально противниками СДД выступали генераторы, так как они хотели получить большой выигрыш от высоких темпов роста цен на РСВ. Теперь они, наоборот, хотели бы переходить на СДД, заложив в них индексацию по инфляции, с учетом профицита мощностей на опте и низких темпов роста цен на газ, но потребители уже не желают этого, поскольку им уже комфортнее покупать на растущем ниже инфляции РСВ [3].
На конференции «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России», проведенной ассоциацией "НП "Совет рынка" 13-14 октября 2017 года в Пятигорске, Минэнерго представило новую модель розничного рынка электроэнергетики [3]. В ней оно предлагает упростить выход на рынок электроэнергетики розничным потребителям. В настоящее время мелкие и средние потребители не могут покупать энергию на ОРЭМ напрямую (из-за ограничений по мощности). Таким образом, без цепочки посредников и их наценок и надбавок электроэнергию могут покупать лишь крупные потребители. Остальные же потребители, недостаточно "крупные", вынуждены покупать электроэнергию у энергосбытовых компаний - в том числе у гарантированных поставщиков, которые и аккумулируют основную долю платежей рынка.
По мнению Минэнерго, если законодательно определить условия, по которым мелкие и средние производители будут иметь право договориться либо напрямую, либо через независимую сбытовую компанию о цене с генераторами и заключать свободные двусторонние договора (СДД) на несколько лет вперед, то цена на электроэнергию для конечного потребителя будет намного меньше, чем сейчас. Для реализации новой модели Минэнерго предлагает новую систему регистрации групп точек поставки
(ГТП) электроэнергии. При этом предлагается также освободить потребителей от обязанности устанавливать дорогостоящие АСКУЭ, а для учета и контроля энергии использовать почасовые "счетчики". Также указывается, что существующая схема регистрации ГТП не отменяется, лишь добавляется дополнительная возможность для потребителя выходить на оптовый рынок без регистрации отдельной ГТП.
Таким образом, потребитель может при введении такой модели экономить на услугах сбытовой компании и выходить на рынок самостоятельно, без цепочки посредников, в том числе и гарантированных поставщиков.
Как отмечают эксперты, в результате запуска этой схемы доля гарантирующих поставщиков на оптовом рынке снизится (сейчас она достигает 62% в ценовых зонах). Минэнерго также предлагает создать коммерческого оператора на розничном рынке, который будет контролировать достоверность данных об объемах потребления по новым схемам. За предоставление недостоверных данных предлагается ввести штрафные санкции и обязанность в течение определенного периода вернуться к работе с ГП — потребитель будет обязан снова заключить договор с ГП и платить уже повышенную сбытовую надбавку.
Естественно, гарантированные поставщики и организации-производители, уже давно владеющие большей частью гарантированных поставщиков, резко воспротивились предложению Минэнерго. Правительство не в первый раз пытается изменить правила работы РРЭМ. Эксперты подчеркивают, что участники рынка и в дальнейшем будут противиться такой реформе - для гарантированных поставщиков и большей доли организаций-производителей электроэнергии это прямая угроза бизнесу. В случае принятия поправок Минэнерго в действующую модель рынка, деятельность ГП будет становиться все более убыточной, и, конечно же, участники рынка, заинтересованные в ГП, будут всячески препятствовать любым изменениям.
В России по прямым договорам продается всего лишь около 10 % объемов торгуемой энергии. Между тем на зарубежных рынках эти объемы достигают 80%. При этом, однако, цены двусторонних контрактовпривязаны к ценам, формирующимся на краткосрочных рынках - аналогах рынка на сутки вперед и балансирующего рынка. Рыночные цены при этом определяются не себестоимостью наиболее дешевых генераторов, а именно наиболее дорогих. С точки зрения рынка - в этом и есть экономический смысл рыночных отношений. Наименее эффективные (самые дорогие) станции и блоки формируют цены, замыкая баланс спроса и предложения - а наиболее эффективные (наиболее дешевые) получают наибольшую прибыль и большую долю на рынке. Чем выше спрос, тем выше цены, поскольку тем больше дорогих станций оказывается задействовано в его удовлетворении. Если спрос низкий - он может быть покрыт полностью дешевой генерацией, по низкой, а в некоторых моделях и по отрицательной цене - станциям выгоднее заплатить потребителям, чем нести расходы по останову и последующему пуску своего оборудования. Долгосрочные контракты хеджируют риски генерации и потребителей, связанные, прежде всего, с высокой волатильностью цен в дневном, недельном или сезонном временном интервале, но они всегда отражают баланс спроса и предложения, поскольку в любом случае отклонения от объемов, согласованных в контрактах торгуются сторонами на краткосрочных рынках[9].
Таким образом, торговля электроэнергией по двусторонним договорам не "живет сама по себе" в рыночных отношениях - она является неотъемлемой частью рынка, внутренне взаимосвязанной с механизмами формирования цен на его краткосрочных сегментах. Выход компаний на спотовый рынок определяется также исключительно рыночными стимулами. Так, и потребители, и поставщики энергии хотят приобретать и продавать электроэнергию по стабильным предсказуемым ценам в рамках горизонта планирования своих бизнес-процессов. Любое предприятие желает планировать свою деятельность не только в краткосрочной перспективе, но и разрабатывать стратегические планы на среднесрочную и долгосрочную перспективы.Ценовым индикатором служат прогнозные цены на краткосрочных рынках.Для хеджирования рисков используются различные производные финансовые инструменты - фьючерсы, опционы, контракты на разницу и т.д. Одна из бед российского рынка электроэнергии заключается в том, что стоимость покрытия страховых рисков такова, что проще не заключать никаких долгосрочных договоров.
Двусторонние договоры являются важной составляющей в формировании устойчивого здорового рынка в любой отрасли, и электроэнергетика здесь не исключение. Для продвижения этих механизмов на рынке и воплощения их в реалии нужны усилия участников рынка и государства в том числе, но прежде всего, нужна здоровая рыночная конкурентная среда.
Таким образом, СДД важны и нужны, но на здоровом рынке, которым сегодняшний российский рынок электроэнергии и мощности пока не является.
Крайне низкая доля двусторонних договоров в российских реалиях - не чей-то злой умысел, а результат функционирования псевдорыночной модели в нашей электроэнергетике.
Успешная реализация такого механизма, как СДД, возможна только при кардинальном пересмотре действующей рыночной системы, в том числе предоставления возможности ежемесячной смены розничным потребителем энергосбытовой компании, пересмотра статуса гарантирующего поставщика и отмену трансляции оптовых цен в розницу. В существующей системе увеличения объемов СДД можно ожидать, лишь если законодательно будет прописана обязанность генераторов и покупателей часть объемов продавать по СДД [9].
Библиографический список
1.Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-Ф3 (ред. от 29.07.2017) "Об электроэнергетике" [Электронный ресурс]. Консультант Плюс: информационно-правовая система. URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_41502/ (дата обращения 20.10.2017)
2.Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 (ред. от 28.08.2017) "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" (вместе с "Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии", "Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии") (с изм. и доп., вступ. в силу с 29.09.2017). [Электронный ресурс]. Консультант Плюс: информационно-правовая система. - URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_130498/ (дата обращения 20.10.2017)
3.Ассоциация НП: Совет рынка. Рынок электроэнергии и мощности [Электронный ресурс]. URL: https://www.np-sr.ru/ru/market/index.htm (дата обращения 15.10.2017)
4.Министерство энергетики Российской Федерации. Электроэнергетика [Электронный ресурс]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/532 (дата обращения 20.10.2017)
5.Есть ли «жизнь после ДПМ»? Переток.Ру. Энергетика в России и в мире [Электронный ресурс]. URL: http://peretok.ru/articles/generation/11856/ (дата обращения 27.10.2017)
6.Нерыночный энергорынок.Переток.Ру. Энергетика в России и в мире [Электронный ресурс]. URL: http://peretok.ru/articles/strategy/16639/ (дата обращения 20.10.2017)
7.Реформа электроэнергетики полностью провалилась / Столыпинский клуб [Электронный ресурс]. URL: http://stolypinsky.club/2017/09/07/reforma-elektroenergetiki-polnostyu-provalilas/ (дата обращения 27.10.2017)
8.Кудрявый В.В. Главе правительства РФ Д.А.Медведеву о лоббизме в электроэнергетике. ПроАтом [Электронный ресурс].http://wwwproatom.ru/modules.php?name=News&füe=article&sid=7567 (дата обращения 20.10.2017)
9.Бороться с энергорынком или менять модель? AnalyticEnergyAgency. [Электронный ресурс]. URL: https://www.aeapresnow.com/single-post/2017/06/02 (дата обращения 20.10.2017)
10.В поиске ценового контроля: можно ли приручить спотовый рынок?Переток.Ру. Энергетика в России и в мире [Электронный ресурс]. URL: http://peretok.ru/articles/strategy/13001/ (дата обращения 20.10.2017)
МАТВЕЕВА АЛЁНА СЕРГЕЕВНА - магистрант, НИУ МЭИ, Россия.
