В России
АЭС на рынке: не кантовать

Российский рынок электроэнергии ждет очередная модификация. За это выступают и профильные ведомства, и потребители, и ряд крупных генераторов. Но всегда ли перемены — к лучшему? Недаром ведь существует известное китайское проклятие… Вот и концерн «Росэнергоатом» вполне устраивает действующая модель. Мы решили проанализировать плюсы и минусы существующих концепций реформирования рынка, а также изучить последние важные нововведения на нем.

Перспективы и тренды в электроэнергетике стали предметом обсуждения на расширенной конференции для ведущих экспертов российских энергокомпаний, которая была организована Корпоративной академией Росатома совместно с НП гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний при поддержке концерна «Росэнергоатом» и прошла на Калининской АЭС в конце августа.

Об особенностях работы АЭС на рынке рассказал представитель концерна «Росэнергоатом» Дмитрий Крайдуба. Он напомнил, что атомные станции работают в базовом режиме несения нагрузки. Географически все АЭС, за исключением Билибинской, расположены в европейской части России и относятся к первой ценовой зоне оптового энергорынка. Если сравнить производственные показатели российских генераторов, то «Росэнергоатом» уступает по установленной мощности только «Русгидро». «Но основные генерирующие объекты «Русгидро» расположены во второй ценовой зоне, поэтому нас нельзя назвать прямыми конкурентами», — отметил Д. Крайдуба.

Как мы уже писали, оптовый рынок электроэнергии разделен на несколько секторов. Электроэнергия реализуется на рынке на сутки вперед (РСВ), а также по регулируемым договорам. Мощность как товар торгуется отдельно. В этой части также существует конкурентный отбор мощности и регулируемые договоры. В идеале за счет продажи электроэнергии генераторы должны покрывать переменные (топливные) издержки, за счет реализации мощности — постоянные затраты, а инвестиции в новое строительство призваны окупать договоры на поставку мощности (ДПМ). Но на деле бывает, что маржинальный доход на РСВ покрывает инвестиционные и постоянные расходы.

По словам представителя «Росэнергоатома», структура выручки концерна за 2013 год с разбивкой по сегментам выглядит следующим образом. Наибольший доход АЭС получили на РСВ (64%), конкурентный отбор мощности принес 18% выручки, ДПМ — 6%. Регулируемые договоры на электроэнергию и мощность генерируют 3% и 9% соответственно.

График начала исполнения обязательств оп остальным ДПМ.Ранее «Росэнергоатом» заключил девять ДПМ на ввод в эксплуатацию 9,7 тыс. МВт новых мощностей. В настоящее время по двум договорам уже поставляется мощность и поступает плата за нее — был запущен энергоблок № 2 Ростовской АЭС и энергоблок № 4 Калининской АЭС.

Условия договоров на поставку мощности для АЭС в целом сходны с теплогенерацией, за исключением срока длительности — 20 лет при сроке окупаемости 25 лет, — а также принципов расчета цены. Всего генеральная схема размещения энергообъектов до 2020 года и на перспективу до 2030 года предполагает ввод 34 атомных энергоблоков.

Как мы видим, действующая модель рынка учитывает интересы концерна: АЭС работают в базовой загрузке, маржинальный принцип ценообразования благоприятен для атомных станций с их низкими топливными затратами. К тому же «Росэнергоатом» получает надбавку к цене мощности для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС, а в качестве гарантий возврата инвестиций в строительство новых блоков выступают заключенные ДПМ.

Однако по прошествии нескольких лет существования новой модели рынка перед электроэнергетикой встали новые задачи. Необходимо повышение эффективности, уровня конкуренции. Сохраняются и прежние проблемы: наличие вынужденных генераторов, которые перекладывают часть своих расходов на выработку тепла в рынок электроэнергии, что искажает ценообразование, а также неплатежи. Поэтому Минэнерго РФ принял план по усовершенствованию принципов функционирования отрасли, предполагающий внесение в модель рынка изменений, направленных на совершенствование КОМа, изменений процедуры формирования и объединения зон свободного перетока и так далее, рассказал Д. Крайдуба.

С момента начала этой работы были разработаны три подхода к изменению модели рынка. Это модель «ДПМ-штрих», предложенная «Газпромэнергохолдингом»; модель долгосрочных отборов мощности, а также модель свободных договоров, автором которой считается экс-топ- менеджер РАО «ЕЭС России», стоявший у истоков реформирования отрасли, Юрий Удальцов.

Первая модель предполагает сохранение существующей структуры рынка и открытие новой волны ДПМ для теплогенерирующих компаний, охватывающей преимущественно проекты по модернизации. При этом прибыль от продажи электроэнергии будет учитываться при установлении цены мощности в ДПМ. Удержание конечной цены электричества в этих условиях предполагается осуществлять за счет ограничения доходов АЭС и ГЭС. Получается, что внедрение этой концепции несет для «Росэнергоатома» серьезные регуляторные риски, а также риск того, что объекты концерна новые договоры на поставку мощности не получат.

Вторая модель предполагает, что конкурентные отборы мощности будут проводиться не на год, как сейчас, а на четыре года вперед — по замыслу авторов, это даст владельцам генерации четкие сигналы по цене и стабильность, они получат возможность самостоятельно принимать решения о целесообразности строительства. При этом существует риск, что цена отбора не окупит инвестиции в сооружение АЭС (удельные капзатраты в атомной энергетике выше, чем в тепловой). Кроме того, есть вероятность, что цены, по которым будет оплачиваться мощность действующих блоков, упадут по сравнению с оплатой новых, что не позволит использовать прибыль от первых для строительства вторых. Также в рамках этой модели результаты отбора мощности существенно зависят от долгосрочного прогноза по потреблению. Чтобы эти риски снять, необходимо разрешить действующим и новым блокам участвовать в общем конкурентном отборе, а также снизить регуляторное воздействие на цену, считают в концерне.

Третья модель предполагает, что рынок сам все отрегулирует: генераторы и потребители, заключающие свободные договоры, определят такую цену электроэнергии и мощности, которая устроит как покупателя, так и инвестора в новое строительство. Но эта модель предусматривает лишь частичную оплату мощности в случае падения электропотребления, что влечет соответствующий риск для генератора. Также есть риск, что цена мощности в свободном договоре не окупит инвестиционные расходы на новое строительство. Кроме того, возникает риск неплатежей по свободным договорам. По оценке «Росэнергоатома», чтобы устранить эти риски, необходимо установить справедливый уровень предельной цены мощности для тех, кто договоры не заключил, а также полностью решить вопросы неоплаты.

«Действующая модель устраивает концерн, мы чувствуем себя в ней достаточно уверенно. Переход к какой-либо иной модели потребует ее адаптации к работе концерна на рынке», — заключил Д. Крайдуба. Впрочем, он оговорил, что у существующей модели есть и недостатки: нагрузка административно распределенных ДПМ не позволяет эффективно работать существующей генерации.

Вопрос о выборе конкретного подхода к реформированию рынка остается открытым. Минэнерго и Минэкономразвития считают, что прежде всего необходимо навести порядок в сфере теплоснабжения. Тогда перекрестное субсидирование электричества и тепла не будет искажать ценовую картинку на энергорынке. «Надо сначала с рынком тепла все решить, а потом уже обсуждать изменения на ОРЭМ. Эти три идеи есть, выбор пока не сделан. Рационализация рынка тепла позволит проще относиться к трем обсуждаемым моделям», — пояснил замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Егор Гринкевич.

 

ФИНАНСОВЫЕ ГАРАНТИИ

Представитель сбытовых служб «Росэнергоатома» Сергей Сергунин рассказал о том, как формировалась система расчетов на оптовом энергорынке, а также о работе механизма финансовых гарантий, внедренного в III квартале 2013 года.

Для «Росэнергоатома» вопрос урегулирования неплатежей не из разряда теоретических: концерн был основным кредитором первых двух «сбытов»-неплательщиков — «Донэнергосбыта» и «Энергосбыта Ростовэнерго», еще в 2008 – 2009 годах накопивших огромные долги перед генераторами, и даже участвовал в управлении компаниями с целью их оздоровления. То событие было резонансным и повлекло ряд уточнений в нормативных документах рынка. После другого громкого случая в сбытовом сегменте — выявления масштабных финансовых злоупотреблений со стороны группы компаний «Энергострим» — в законодательство были внесены изменения, направленные на упрощение порядка лишения субъекта рынка статуса за долги, что и стало главным стимулом для обеспечения 100% платежей генераторам.

Впрочем, эти случаи были не единственными причинами введения системы финансовых гарантий. Кроме них, по словам С. Сергунина, существовал еще ряд факторов, приводящих к росту долгов. Одним из них была недостаточная эффективность штрафных санкций: при существовавшей ставке пени за неоплату сбытовым компаниям дешевле было «кредитоваться» у поставщиков оптового рынка, чем в банках. Еще одним фактором была неработоспособность процедуры замены гарантирующего поставщика. В свою очередь, гарантирующий поставщик не мог отказаться от обслуживания неплательщика (он обязан был заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем. — Прим. ред.).

Для решения части этих вопросов и была создана система фингарантий. Этот механизм распространяется только на балансирующий рынок и РСВ (59% всех обязательств на рынке). Однако с учетом очередности исполнения платежных обязательств на рынке этого достаточно для обеспечения всей совокупности платежей покупателя. При этом из двух возможных видов гарантий — банковской гарантии и договора поручительства — участники рынка в основном (98%) выбирают первый вариант, отметил С. Сергунин.

И механизм работает: до введения системы во II квартале 2013 года задолженность на оптовом рынке составляла 70,8 млрд рублей; после введения системы задолженность стабилизировалась, стала постепенно снижаться и теперь составляет 67,4 млрд рублей. Также введение системы повлияло на платежную дисциплину. Если раньше почти половина (45%) участников рынка задерживали платежи хотя бы на день-два, то сейчас этим грешат лишь 6%, добавил С. Сергунин.

Полномасштабный тренажер блочного щита управления в учебном центре Калининской АЭС.Но, к сожалению, не существует универсального механизма, удовлетворяющего интересам всех без исключения игроков отрасли. По мнению представителя ОАО «Россети», введение финансовых гарантий улучшило ситуацию по оплате для генераторов, но не для других участников рынка, например сетей. Если банк отказал в кредите неблагонадежному сбыту, тому приходится недоплачивать сетям, чтобы аккумулировать средства для получения банковской гарантии под стопроцентное финансовое покрытие. «Таким образом, система финансовых гарантий не способна привлечь в отрасль дополнительные оборотные средства при дефиците денежных средств для расчетов гарантирующих поставщиков с кредиторами, а влияет лишь на перераспределение существующего объема в пользу поставщиков электроэнергии и в ущерб сетевым компаниям», — считает он.

Одной из наиболее значимых и нерешенных проблем остается накопленная задолженность и неплатежи энергосбытовых компаний Северного Кавказа. Причина неплатежей — системные проблемы в регионе, а именно — высокий уровень сверхнормативных потерь электроэнергии и низкая платежная дисциплина на розничном рынке, говорит С. Сергунин. По его словам, рыночное сообщество обсуждает ряд дальнейших мер, которые могли бы способствовать решению проблем этой группы неплательщиков и проблемы неплатежей в целом. Среди них — распространение системы финансовых гарантий на розничный рынок. При этом гарантии в отношении «неотключаемых», то есть социально значимых потребителей могли бы финансировать субъекты РФ, считает представитель концерна. Как вариант, такие потребители по всей России могли бы быть переведены на обслуживание одного гарантирующего поставщика, который, в свою очередь, получал бы финансирование из бюджета, рассуждает он.

Кроме того, необходимо предусмотреть возможность расторжения гарантирующим поставщиком договора с потребителями, кроме населения, в одностороннем порядке усилить уголовную и административную ответственность за неоплату, а также обдумать возможность введения авансовых платежей за электроэнергию для населения, заключил С. Сергунин.

Впрочем, некоторые пункты — пока лишь сырые идеи, которые требуют обсуждения и проработки. Например, сам С. Сергунин признал, что эксперимент по авансовым платежам населения уже проводился, но закончился неудачей. Как только у такого потребителя по каким-либо причинам отключается свет, ситуация становится противоречащей законодательству. А возможность расторжения договора в одностороннем порядке, как заметили из зала, может повлечь перекладывание ответственности на сетевую компанию.

Екатерина ТРИПОТЕНЬ

 

КОММЕНТАРИЙ ЭКСПЕРТА

Дмитрий ГОРЕВОЙ, начальник отдела развития электроэнергетики Минэкономразвития РФ:

– Все три схемы имеют свои плюсы и минусы, но, как правильно сказал представитель Минэнерго, без решения проблем с теплом к любой из этих концепций приступать бессмысленно. Объясню почему. Суть в том, что у нас генерация, которая является вынужденной, недополученную выручку по теплу перекладывает на электрику. И получается, что бремя содержания генерации по теплу ложится на рынок электроэнергии. Это создает не очень правильные сигналы на рынке электроэнергии и тем самым рушит основную модель. Таким образом, та или иная концепция сегодня не может быть выбрана без решения этого вопроса, без выделения проблем теплообеспечения из рынка электроэнергии и перенесения их на регион.

Плюсы модели «ДПМ-штрих» в том, что инвесторам понятны условия возврата вложенных кредитов. Ее минус — в том, что при прогнозировании энергопотребления и своих обязательств мы можем переоценить спрос и учесть излишнюю генерацию. И это будет дополнительное бремя.

В модели долгосрочных отборов мощности будут определены правила, спрогнозирован спрос, выбран состав оборудования, которое будет работать четыре года и получать возвратность — и это большой плюс. Но непонятно, каким при этом будет фактический спрос и как повлияет на это тепловая генерация. Или, условно говоря, спрос на тепло. Потому что вынужденные генераторы все равно будут попадать на этот отбор как вынужденные по теплу, и, соответственно, они будут искажать этот долгосрочный объем. И это минус, который не позволяет учитывать в полной мере все факторы.

Третья концепция заключается в том, что вся генерация, которая существует на опте, сможет с конкретными потребителями заключить прямые договоры по поставке мощности. Плюс в том, что каждый потребитель сможет на долгосрочный период определить, по какой стоимости ему нужна мощность конкретных производителей. Минус в том, что таким образом более квалифицированные, крупные потребители выберут самую дешевую мощность — атомную генерацию, гидрогенерацию. А неэффективная генерация — угольные станции — достанется всем остальным, то есть населению, мелкому и среднему бизнесу, которые будут замыкать этот спрос.

Пока в министерстве экономического развития не определились, какой вариант лучше, потому что нужно оценить все эти риски, плюсы и минусы. Мы ожидаем, что решение по теплу будет принято до конца года. В настоящее время по теплогенерации принимается ряд нормативно-правовых актов, в частности по альтернативным котельным. Как только эти решения и соответствующие постановления-методики будут приняты, регионы начнут понимать, насколько у них вырастут тарифы на тепло.

По поводу атомной генерации. Поскольку атомная генерация находится в особых условиях и АЭС работают в базе, им не страшен долгосрочный отбор мощности, потому что они в любом случае будут отобраны. То есть модель долгосрочного отбора мощности никоим образом не ущемит, на мой взгляд, положение атомной энергетики. Наоборот, АЭС в этом случае, скорее всего, смогут правильно оценивать объемы, которые будут у них точно выкупаться, и денежный поток на четыре года вперед. Это достаточно большой плюс для Росатома, мне кажется.

Что касается модели Удальцова, то и здесь особых минусов я не вижу. Плюсы заключаются в том, что, поскольку совокупная стоимость электроэнергии и мощности АЭС достаточно низкая, быстро найдется некий пул основных потребителей, что также сформирует для Росатома постоянный и понятный денежный поток.

 

30.09.2014

Комментарии 0

Войдите или  зарегистрируйтесь, чтобы отправлять комментарии

Комментарий эксперта

Комментарий эксперта: 

AES_On_Market_Kraiduba

главный специалист департамента энергосбыта и коммерческого диспетчирования «Росэнергоатома»:

Мы готовы к компромиссам, готовы общаться с разработчиками всех трех моделей; мы это делаем и на площадке совета рынка, и на площадке Минэнерго, эта работа идет. Но подчеркну, что любая из предложенных моделей должна учитывать специфику работы и эксплуатации АЭС.

Мы видим риски, перспективы и плюсы каждой из предложенных моделей, но склоняться к какой-то одной из них пока не имеет смысла, потому что они еще не положены на бумагу. На столе пока еще не лежит финальный документ, который нужно оценивать.

Разработчик модели «ДПМ-штрих» предлагает открыть новую волну ДПМ для тепловой генерации. Разработчик утверждает, что этот механизм необходим прежде всего тепловым генераторам, на что мы справедливо замечаем: это не так. Здесь идут вот такие взаимные уколы, направленные на то, чтобы отстоять свою позицию.

В модели Удальцова мы должны ориентироваться на заключение свободных договоров с потребителями. В этой связи отмечу, что концерн, поучаствовав в конкурсах на статус ГП, победил на территории трех регионов: в Курской, Смоленской и Тверской областях. Значит, мы сможем заключать такие договоры с этими компаниями. На это же, кстати, нацелены и другие крупные генераторы, которые также консолидируют в своих руках еще и сбытовой розничный бизнес.

 

AES_On_Market_Grinkevich

замдиректора департамента Минэнерго РФ:

На мой взгляд, те предложения, которые связаны с модернизацией через договор о предоставлении мощности («ДПМ-штрих». — Прим. ред.), — это вариант, максимально защищающий генерацию, но имеющий за собой большую долю административных решений. Между тем административные решения не всегда бывают идеальными; это минимально рыночная модель; потенциально она не самая дорогая, но может оказаться и дорогой — из-за неэффективности принимаемых решений.

Модель Удальцова — максимально либеральная. И такая модель, на мой взгляд, может привести к максимальному росту цены. При всем при этом она, на мой взгляд, не дает достаточных гарантий генераторам, серьезных стимулов, чтобы во что-либо инвестировать. Это моя оценка, здесь могут быть разные точки зрения. И на мой взгляд, долгосрочный конкурентный отбор мощности — это более взвешенное решение, которое позволяет на рыночной основе фиксировать обязательства и гарантии для генерирующих компаний на четырехлетний срок.

 

Справка

НАДБАВКА НА БЕЗОПАСНОСТЬ

Постоянные издержки АЭС (как и у ГЭС) исторически выше, чем у газовых или угольных станций. Ведь помимо несения стандартных для генерирующего объекта расходов на персонал, ремонты и так далее АЭС должны формировать различные резервы для обеспечения безопасности на всех стадиях жизненного цикла. Соответствующие правила были утверждены правительством РФ в 2002 году, но различные документы, регламентировавшие этот аспект, существовали и до того.

В настоящее время существуют четыре резерва: резерв на обеспечение безопасности (ядерной, радиационной, технической и пожарной); резерв на обеспечение физической защиты, учета и контроля ядерных материалов; резерв на обеспечение вывода из эксплуатации АЭС и проведения НИОКР по обоснованию и повышению безопасности выводимых объектов; а также резерв на обращение с отработанным ядерным топливом. Величина резервов определяется как процент от выручки и влияет на величину надбавки. Не удивительно, что с 2002 года сумма надбавки на безопасность выросла с примерно с двух до 18 млрд рублей.

Казалось бы, грех жаловаться. Однако и с начислением надбавки есть ряд сложностей. Необходимая валовая выручка определяется регулятором на основе прогноза цены РСВ, составляемого некоммерческим партнерством «Совет рынка». Однако такой прогноз не является точным, и фактическая цена складывалась ниже планового уровня. В результате концерн недополучил в 2011 – 2013 годах почти 32 млрд рублей. Действующая нормативная база предполагает компенсацию недополученной надбавки за текущий год только в следующем периоде регулирования. Чтобы компенсация происходила в плановом периоде, необходимо изменить нормативную базу, и Росатом уже подготовил соответствующие предложения, которые находятся на рассмотрении в правительстве РФ.

 

Контекст

Контекст: 
Аналитика