Электроны в свободной продаже

С 1 ноября 2003 г. электричество в стране начали продавать на бирже. Запуск конкурентного рынка стал одним из важнейших событий 2003 г. Как и ожидалось, в первые же дни электроэнергия подешевела на несколько копеек за киловатт-час. Сейчас она дешевле, чем на регулируемом рынке, на 10 коп., или на 20%. Эта экономия, по словам главы РАО «ЕЭС России» Анатолия Чубайса, дала возможность снизить тарифы в пяти регионах страны на 20%. Суточные объемы торгов уже превысили 100 млн кВт-ч. Общее количество подаваемых заявок участников перевалило за сотню в день (для сравнения, в начале ноября их было всего 30). Проводит торги в свободном секторе Некоммерческое партнерство «Администратор Торговой системы» (НП «АТС»).

Олег Баркин,
заместитель председателя правления НП «АТС» по развитию рынка,
отвечает на вопросы «Мировой энергетики»

– Вы планировали, что в первые месяцы 2004 г. на свободный сектор рынка выйдут 80-90 участников. Пока же мы видим 74. Не слишком ли усложнена процедура выхода по сравнению с регулируемым рынком?

– Во-первых, я думаю, что эти цифры не очень-то разнятся. Во-вторых, не думаю, что возможность выхода на свободный сектор сложнее, чем на регулируемый. Объем требований, которые АТС предъявляет к участнику торгов в нерегулируемом секторе, определен постановлением правительства: минимальная планка по мощности, согласование групп точек поставки, требования по системам коммерческого учета, наличие необходимых договоров. «Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка» лишь детализирует эти условия и определяет процедуру их проверки. Может, объем требуемых документов у нас кажется больше и процедура выглядит сложнее, но это скорее достоинство, чем недостаток. Все хотят, чтобы требования были максимально формализованы и полностью изложены в публичных документах, чтобы исключить так называемый «субъективный фактор» при принятии решения. Так что эта «бюрократия» оправдывает себя.

– А потом – никаких проблем?

– Естественно, как у любого нового дела, у этого сектора еще есть ряд проблем, требующих решения. Например, учет потерь. Дело в том, что есть ряд особенностей, которые не вписываются в традиционную договорную систему, принятую в нашей стране. На рынке электроэнергии, в силу ее физических свойств, продается обезличенный товар. Нельзя установить, от кого электрон ушел и к кому пришел, «товар» стекается в общий «бассейн», а покупатели его оттуда «черпают». И также нельзя определить, к кому персонально относятся потери («испарения из бассейна»). Но можно договориться о способе распределения потерь между участниками, что мы и сделали. Остается лишь вопрос – как их корректно списать, к какому виду отнести, чтобы не иметь проблем с бухгалтерским учетом и налоговым законодательством. Сейчас мы активно работаем с аудиторами, министерствами и ведомствами, чтобы получить необходимые разъяснения для участников. Есть и другие вопросы разного масштаба, но они все решаемы.

– Продавец или покупатель, появившись на рынке, сразу должен объявлять свою цену или может подождать, пока она не станет для него более выгодной?

– Поясню, как происходят торги. Определяется время, до которого участники подают свои заявки и на продажу, и на покупку – до 13:00 суток, предшествующих суткам поставки. Когда все заявки собраны, происходит их конкурентный отбор по принципу «залпового» двустороннего аукциона, т.е. в отборе одновременно участвуют все заявки и поставщиков, и покупателей. И такая процедура происходит один раз, повторных торгов нет. Это связано во многом с технологическими ограничениями и масштабами нашей Единой энергосистемы (ЕЭС). Полный цикл планирования производства и потребления на одни сутки, если учесть технологический цикл Системного оператора, занимает почти двое суток. Сама процедура конкурентного отбора в АТС – около трех часов. Но опыт рынков электроэнергии других стран показывает, что для большинства участников одного аукциона вполне достаточно. Есть примеры (Новая Зеландия, Голландия), когда перед итоговым аукционом проводятся несколько предварительных, что дает возможность участниками прорепетировать, прицениться. Со временем, когда усовершенствуем технологии, может быть, и мы к этому придем.

– А что важнее для продавца – продать выгодно или вообще продать, поскольку он не может остановить производство?

– Для обычного поставщика действует обычный закон экономики предприятия: продавать товар ниже себестоимости невыгодно, лучше остановить производство. Для производителей электроэнергии это тоже справедливо, только у различных типов станций есть дополнительные технологические и соответственно экономические ограничения. Например, есть понятие технологического минимума производства, ниже которого выработка невозможна – только полная остановка. Поэтому производителю приходится дополнительно считать, что обойдется ему дороже – остановка и последующий запуск станции или работа на технологическом минимуме и продажа электроэнергии ниже себестоимости. Но пока таких ситуаций для производителей нет, так как результаты торгов пока не выходят за технологические пределы регулирования. Со временем мы придем к тому, что будем предварительно оптимизировать по заявкам генераторов, кого из них загрузить, а кого нет. Но это отдельная задача.
На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) выработка электроэнергии привязана к выработке тепла, а график последней, в свою очередь, определяется температурой воздуха. С экономической точки зрения это означает, что электроэнергия является побочным продуктом, и тогда для производителя экономически оправдана любая цена на электроэнергию, так как любой вырученный рубль уменьшит его расходы на производство тепла.

– Покупатель на торгах ничем не рискует?

– Покупатель – нет. Он всегда – даже если не смог купить в свободном секторе – получит тот объем, который запланировал, в регулируемом секторе. Или, если покупатель вышел на рынок, отказавшись от услуг региональной энергокомпании, то есть от розницы, он вернется к традиционному своему продавцу – АО-энерго без всяких последствий. У федеральных электростанций же в этом смысле ситуация несколько иная. С 1 января им перестали оплачивать 15% условно постоянных затрат, то есть затрат на поддержание мощности. Так что есть стимул выйти на рынок и покрыть неоплаченные в тарифе затраты. Для многих поставщиков цена, устанавливающаяся сейчас на рынке, выше себестоимости их производства.

– А как быть с высокозатратными электростанциями, где много старого неэффективного оборудования?

– В постановлении правительства о правилах оптового рынка переходного периода предусмотрено специальное условие для таких поставщиков. Им ФЭК может временно установить оплату мощности полностью. Рынок и создается для того, чтобы доля неэффективной генерации снижалась. Пока условия переходного периода оптового рынка достаточно комфортны для высокозатратных поставщиков. Но будущий полноценный конкурентный рынок должен стимулировать владельцев генерирующих компаний заменить старое оборудование на более эффективное.

– Объемы продаж в свободном секторе еще не доросли до его названия «5-15». Они только приблизились к 5% всей потребляемой в Европейской части и на Урале электроэнергии. Что нужно, чтобы рынок вырос?

– Мы ожидаем выхода еще нескольких АО-энерго. А также тех, которые подписали договор присоединения, но еще не начали подавать заявки. Далее объем торгов в секторе может увеличить выход потребителей с розницы. Ну а дальше, в соответствии с балансом спроса и предложения, объемы свободного сектора увеличатся, если эти поставщики найдут, как снизить затраты, или найдутся покупатели, готовые платить дороже. Думаю, что 15% от всего объема потребления – достижимая цифра.

– Как вы оцениваете выход на торги Росэнергоатома? Его участие сразу сбило цены.

– Да, это было в декабре, примерно на 3%. Атомщики дешевле в части переменных затрат, а вот постоянные затраты – мощность – у них дороже. И после нового года, когда на свободном секторе поставщики формируют заявки уже исходя из совокупных затрат на электроэнергию и мощность, у них уже нет явного конкурентного преимущества. Но все равно они продают почти все объемы.

– Получат ли компенсацию затрат АО-энерго после того, как крупные потребители электроэнергии уйдут от них на свободный сектор рынка? Ведь из-за перекрестного субсидирования эти «крупняки» частично оплачивают электроэнергию за население.

– Очень болезненная проблема перекрестного субсидирования обсуждается уже не первый год, но решается пока очень медленно. Все понимают, что в любом случае это негативное явление, есть свободный рынок или нет. Оно существенно ограничивает выход крупных предприятий на свободный сектор, потому что после потери крупных клиентов АО-энерго значительно теряет в доходах. В переходный период на свободном секторе потребители вправе купить не больше 30% от своего потребления, и это закладывает какую-то постепенность в либерализации энергетического рынка, исключает шоковые последствия для АО-энерго. Но для многих региональных энергокомпаний и 30% – большая потеря. Значит, всем заинтересованным и страдающим сторонам нужно договариваться о способах решения этой проблемы, в том числе с местными администрациями, разрабатывать поэтапные программы ликвидации перекрестного субсидирования. Но пока мы заложники этой проблемы. Хотя, по крайней мере, рынок создает ситуацию для ее скорейшего разрешения.

– Почему российскую модель свободного рынка называют уникальной? Мы что, не могли скопировать удачный опыт других стран?

– Скопировать чужую модель, думаю, не удалось ни одной из стран, где создали конкурентный рынок. Везде есть свои особенности. А для России это очевидно. Второй такой ЕЭС в мире нет – и по масштабам, и по способу построения. Кроме того, ни в одной стране не работали параллельно регулируемый и нерегулируемый секторы. Но есть базовые рыночные принципы, которые работают одинаково в любой стране. И в этой части российская модель вобрала в себя все самые передовые достижения в методах ценообразования на электроэнергию. В частности, мы отдали предпочтение узловой модели ценообразования, а не зональной. Мировые эксперты, которые знакомятся с нашим рынком, признают, что это действительно более корректный расчет цены на электроэнергию. Кстати, например, в Голландии, где всегда была одна зона с единой ценой, недавно решили, что нужно разделиться на две ценовые зоны.

– Чем узловая модель для потребителя выгоднее, чем зональная, ведь при подаче заявки потребитель не знает цены на электроэнергию?

– Узловая модель позволяет более точно учитывать потери электроэнергии и системные ограничения, возникающие при ее передаче конечному потребителю. При зональной модели потребители оплачивают потери по некоему среднему нормативу. Стоимость системных ограничений, не учтенных внутри зоны, также размазывается на всех. Поэтому кто-то из потребителей будет платить за других, а кому-то, как говорится, повезет. Узловые цены дают более корректные ценовые сигналы, исключающие подобную уравниловку. В перспективе это позволит намного лучше размещать инвестиции в генерирующие активы и развитие сетевой инфраструктуры для «расшивки» узких мест сети.

– Сколько узлов вы сейчас учитываете?

– В настоящее время в расчетной модели ЕЭС России по зоне Европы и Урала представлено свыше 5 тыс. узлов.

– А сколько зон могло бы быть в России?

– Пока свободный сектор торговли введен только на территории Урала и Европейской части страны (за исключением Архангельской области, Республики Коми и Калининградской области). Это могла бы быть одна зона. В дальнейшем возможен запуск конкурентного рынка и в Сибири – тогда появилась бы вторая.
Если понимать зону в логике модели зонального ценообразования (как, например, в скандинавских странах), то одна из проблем состоит в том, что для российских условий заранее их определить не представляется возможным в силу достаточно сложной сетевой структуры нашей ЕЭС (системные ограничения, закольцованные контуры, ремонтные схемы и другое). А основа зональной модели ценообразования состоит именно в возможности изначального определения зон, в границах которых отсутствуют системные ограничения, и при этом границы зон должны быть стабильными. Поэтому выбор узловой модели связан, в том числе, с невозможностью ответить на этот вопрос.

– Возможна ли манипуляция рынком в процессе реформы электроэнергетики, прежде всего из-за того, что крупные потребители получат контроль над оптовыми генерирующими компаниями (ОГК)?

– Компоновка ОГК, зафиксированная в постановлении Правительства РФ, была разработана таким образом, чтобы исключить эту возможность. В каждом регионе будут станции, принадлежащие различным ОГК, так что монополизм не пройдет. Кроме этого, все ОГК имеют примерно одинаковый состав станций (по объемам производства и технико-экономическим характеристикам), что также не дает им возможности манипулировать как рынком в целом по стране, так и в определенном регионе.

- А если производители одного узла договорятся между собой и завысят цену? Где здесь рыночное ценообразование?

– Во-первых, каждый производитель, то есть генератор, представлен на схеме своим отдельным узлом, а во многих случаях электростанция «разделяется» даже на два узла. Поэтому партнера для такого сговора у него просто нет. Но вообще возможность влияния на цену не связана с привязкой генераторов к одному или нескольким узлам. Единая электрическая сеть, связывающая разных участников рынка, как раз и позволяет конкурировать одним производителям с другими, находясь в разных ее узлах. Поэтому, чтобы влиять на цену, нужно договориться с большинством производителей. При наличии множества самостоятельных собственников генерации (а к этому и должна, в том числе, привести реформа) такая договоренность – очень непростая задача.
В переходный период опасения сговора вообще напрасны, так как модель рынка всегда гарантирует потребителю возможность покупки всей электроэнергии по регулируемым тарифам, если его не устраивает цена свободного сектора. В будущем, когда у потребителя не будет такой альтернативы, риск сговора производителей нужно учитывать (как и на любом другом рынке) и создавать соответствующую систему регулирования, что уже давно сделано в развитых странах.

– Каким вы видите свободный рынок к концу 2004 г.?

– Весной, наверное, возникнет некоторая пауза, но не в развитии, а в количественном росте. На него выйдут все участники, которые уже были на оптовом рынке до 1 ноября, или смогли за это время перейти с розницы. Если начнут успешно решаться проблемы перекрестного субсидирования, то придет новая волна желающих – с розницы. Но, скорее всего, после февраля, имея более или менее стабильный состав участников, мы будем развиваться качественно – совершенствовать технологии, механизмы, нормативную базу. К 1 августа в правительство будет представлен отчет о результатах работы, после этого получим решения по следующим шагам в развитии свободного рынка. Вполне возможно, торги распространятся и на Сибирь. В любом случае, мы будем развиваться.

Беседовала Людмила МЕЩАНИНОВА

Покупатель и здесь прав

Олег Сараев,
генеральный директор концерна «Росэнергоатом»

Прошло немного времени, чтобы делать выводы, но мы уже ощущаем неудобства в нерегулируемом секторе рынка; у нас нет полной ясности в том, как он будет развиваться. Модель представлялась основанной на математических принципах, позволяющих продавать и покупать электрическую энергию без смещения интересов в сторону покупателей или продавцов. Ожидания частично не оправдались, так как практика показала, что модель рынка больше соответствует интересам покупателей, чем принципам справедливого определения цены, состав торговой сессии субъективен. Участники торгов не находятся в равных условиях, в этой схеме более удобно покупателю, нежели продавцу. Правила ценообразования – непрозрачны, так как участники пока не видят результатов торговой сессии по всему рынку, а видят только на своем «прилавке» (узле – Ред.).

Влияние монополиста ощущается в значительной степени, так как большинство покупателей и поставщиков корпоративно управляются одним и тем же субъектом.

Концерн «Росэнергоатом» не ставил своей задачей сбить цену в этом секторе. Мы столкнулись с неожиданным фактом – на рынке не востребована более дешевая электроэнергия. Логично сделать вывод, что предложение превышает спрос. Однако может быть, на объемы выработки такой генерирующей компании, как концерн «Росэнергоатом», покупателя в нерегулируемом секторе просто нет? Мы пока продаем смешные объемы.

Можно сказать, что сектор к проведению торгов был готов условно. Приходится сталкиваться со многими техническими трудностями, и это замечаем не только мы. Думаю, что по мере наработки опыта сектор будет больше соответствовать представлениям участников, и мы займем на нем достойное место.

ФОРЭМ – не панацея

Игорь Белоусенко,
заместитель начальника управления энергетики Газпрома,
доктор технических наук, профессор.

5 января 2004 г. Газпромэнерго – 100%-ное дочернее общество Газпрома – получило возможность выходить на Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Покупка электроэнергии на оптовом рынке – это, конечно, возможность существенно снизить издержки компании, ведь цены, предлагаемые ФОРЭМ, на 15–20% ниже, чем у региональных энергетиков. По предварительным расчетам, с учетом платы за транзит, экономия компании при покупке энергии на оптовом рынке может составить 10–12%.

На сегодняшний день к электроснабжению с оптового рынка электроэнергии готовятся 14 наиболее энергоемких дочерних обществ Газпрома. Объекты этих предприятий будут получать электроэнергию с ФОРЭМ через отраслевую снабжающую организацию – Газпромэнерго, а также Русэнергосбыт, между которыми уже практически распределены потребители. В дальнейшем мы планируем, что Газпромэнерго полностью возьмет на себя все закупки электроэнергии на оптовом рынке для предприятий компании.

Отмечу, что энергетики Газпрома рассматривают работу с ФОРЭМ как важную, но не единственную составляющую общей стратегии, направленной на снижение издержек Газпрома на покупку электроэнергии. Во-первых, мы строим и эксплуатируем собственные электростанции, что дает нам экономию в среднем на 10% большую, чем участие в регулируемом сегменте оптового рынка. Во-вторых, индивидуально работаем с каждым региональным АО-энерго и стремимся достичь оплаты только фактических показателей мощности, а не той, которая заложена в договорах, стремимся избежать штрафов за превышение или недобор договорных объемов заявленной электроэнергии. Снижение издержек в результате подобных действий только по Югтрансгазу в 2003 г. достигло 40 млн руб. В-третьих, устанавливаем автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), внедрение которых не только является первым шагом для выхода на ФОРЭМ, но и позволяет вести предметный диалог с региональными энергетиками, видеть объем реально потребляемых ресурсов и таким образом снижать издержки на 5–7%. Учитывая то, что сегодня затраты Газпрома на покупку электроэнергии составляют более 500 млн долл. в год, экономия за счет этих мероприятий выходит внушительная.

В настоящее время управление энергетики Газпрома прорабатывает совместно с Газпромэнерго еще ряд весьма перспективных схем повышения экономической эффективности электропотребления предприятиями компании.

Мы, как и многие другие, только учимся работать на рынке, система еще не отработана. Статус субъектов ФОРЭМ имеют более 100 российских фирм, но реально в балансах поставок заявлены единицы. Чтобы начать работать с ФОРЭМ, нужно заключить не менее 5 договоров в каждой зоне действия региональной энергосистемы: с Системным оператором (СО ЦДУ), ЦДР (Центр договоров и расчетов ФОРЭМ), ФСК, АО-энерго, договор аренды оборудования и другие. Переходу на ФОРЭМ также препятствует практика перекрестного субсидирования в регионах. Выбывающие доходы АО-энерго заставляют региональные энергокомиссии всячески препятствовать выходу предприятий на оптовый рынок. Ну и, кроме того, мы уже планируем пилотные проекты по покупке электроэнергии с конкурентного сектора (АТС).

Что нам мешает сейчас заключить прямые договоры с Росэнергоатомом? На сегодняшний день атомщики по ряду причин не могут официально продавать электроэнергию напрямую потребителям. Они обязаны отдавать свою дешевую энергию на ФОРЭМ. Мы, конечно, думаем о сотрудничестве с ними. Но пока расчеты говорят о том, что это не совсем выгодно. Ведь у нас нет своих сетей, а тарифы на транспортировку электроэнергии по сетям АО-энерго сводят на нет экономию, получаемую за счет низких цен атомщиков. Однако, надеюсь, что в будущем ситуация изменится, и у нас появится интерес заключать прямые договоры с Росэнергоатомом.

Журнал «Мировая энергетика»

Все права защищены. © Copyright 2003-2012. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.
При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна
Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru