Постпереходный энергорынок предвыборного периода

Москва. 5 апреля. FINMARKET.RU - Правительство РФ опубликовало правила функционирования целевого оптового энергорынка - документ, который, по сути, должен стать настольной книгой энергетиков для работы в постпереходный период регулирования отрасли. Между датой, когда глава правительства Владимир Путин поставил под правилами подпись - 27 декабря, и датой опубликования - 1 апреля - прошло 3 месяца. Все это время "правила игры" перекраивались под меры сдерживания конечных цен, что в итоге омрачило радость от их принятия.

В том, что первый год целевой модели рынка оказался предвыборным, не вина энергетиков, но именно они за этот факт заплатят 64 млрд рублей: правительство учло в постановлении о правилах опта все предложения по сдерживанию цен на электроэнергию в 2011 г. И не во всех случаях очевидно - идет ли речь только о текущем годе, или уже сами меры сдерживания стали "целевыми".

В целом же структура электроэнергетики и механизмы торговли на оптовом энергорынке остались прежними с некоторыми уточнениями и корректировками.

Невыгодные СДЭМ

Одно из главных изменений - заключать свободные договоры на электроэнергию и мощность (СДЭМ), на которые рассчитывали многие крупные потребители и генераторы, больше не выгодно.

В силу особенностей ценообразования - по методу узловых цен - на энергорынке формируется так называемый небаланс. Это превышение требований поставщика над обязательствами покупателя (отрицательный небаланс), либо наоборот (положительный небаланс). По сути, переплата или недоплата на энергорынке, которые ранее распределялись между его участниками.

Теперь же для второй ценовой зоны (Сибирь, первая - европейская часть РФ и Урал) государство заложило в ценообразование на мощность в рамках свободного договора такой механизм, который направлен либо на увеличение положительного, либо на сокращение отрицательного небаланса. Таким образом, государство пытается уменьшить стоимость мощности для потребителей второй ценовой зоны: положительный небаланс "возвращается" потребителям и снижает их затраты.

К введению такой меры государство подготовилось еще в начале года - ФСТ в январе установила отдельные тарифы для сибирских ГЭС. Естественно, эти тарифы гораздо ниже цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2011 год.

"Что оставалось станциям? Пойти на свободный договор", - пояснил "Интерфаксу" директор по продаже энергоресурсов ОАО "Иркутскэнерго" Олег Причко. Однако такой шаг генкомпаний - "РусГидро" и "Евросибэнерго" (работают во второй ценовой зоне) приводит к тому, что с рынка выводятся дешевые гидромощности.

По законодательству государство не может запретить участникам заключать свободные договоры, цена на мощность по которым формируется сторонами самостоятельно на взаимовыгодных условиях. Выход - сделать такие контракты невыгодными. Для этого, по новому механизму, если потребитель покупает электроэнергию и мощность по свободному договору, он обязан возместить рынку разницу между ценой КОМа и тарифом для ГЭС. "Цену СДЭМа государство не знает, поэтому берется за основу тариф ГЭС", - пояснил "Интерфаксу" источник в "Совете рынка". Цена свободного договора является коммерческой тайной.

"Уже половина наших потребителей отказалась от заключения таких договоров", - говорит О.Причко. С начала года в "Иркутскэнерго" обратились потребители за заключением свободных договоров на порядка 2 ГВт.

Правда, эти объемы не идут ни в какое сравнение с тем, сколько по свободным договорам покупает один из крупнейших потребителей энергорынка ОК "РусАл", который как и "Иркутскэнерго" (в составе "Евросибэнерго") принадлежит холдингу Олега Дерипаски En+. Суммарно заводы "РусАла" покупают у "Евросибэнерго" около 38-40 млрд кВт.ч электроэнергии и 5,1 ГВт мощности, то есть чуть меньше половины вырабатываемой электроэнергии и примерно четверть всей мощности генкомпании. В собственности "Евросибэнерго" находятся 15 ГВт гидромощностей Сибири - 9 ГВт у "Иркутскэнерго" и еще 6 ГВт у Красноярской ГЭС (суммарная мощность "Евросибэнерго" - 19,5 ГВт).

Оценить реальный ущерб "РусАла" от новых правил энергорынка сложно, однако из ряда источников звучала сумма в 7 млрд рублей в 2011 г.

При этом в правилах не обозначен срок действия такой меры, как не отражено и то, на правоотношения какого периода она распространяется.

"Будем надеяться, что на ранее заключенные договоры эта мера не распространится", - сказал О.Причко, напомнив, что "РусАл" при выходе на IPO в начале 2010 года говорил о том, что дешевая электроэнергия является преимуществом компании по сравнению со многими мировыми конкурентами.

Глава "Совета производителей электроэнергии" Игорь Миронов считает, что юридически применение новых норм к действующим договорам невозможно, однако, по его информации, государство продолжает обсуждать, каким образом на них можно распространить утвержденные правила.

В правилах также заложена норма, которая снижает влияние свободных договоров на электроэнергию на формирование небалансов по рынку на сутки вперед (РСВ). Так, если складывается отрицательный небаланс, то стороны компенсируют его самостоятельно. В обратной ситуации им возвращается разница.

Обе меры делают неинтересными планы "РусАла" по заключению новых долгосрочных двусторонних договоров, например, с Саяно-Шушенской ГЭС (входит в состав государственной "РусГидро") для поставок на Саяногорский и Хакасский алюминиевые заводы. Но источник в "РусГидро" считает, что это временная ситуация. "Это (изменение расчета по СДЭМ) - позиция 2011 года, может быть, 2012 года", - уверен он. Тем более, не должно быть проблем с заключением СДЭМ по крупным проектам строящихся ГЭС во второй ценовой зоне, таким, например, как Богучанская ГЭС (ввод первой очереди станции запланирован на 2012 год).

Пересчитать нельзя помиловать

Еще на самом раннем этапе борьбы государства с резким ростом конечных цен на энергорынке одной из первоочередных мер в этом направлении назывался пересчет тарифов вынужденной генерации. Снижение нагрузки на потребителей от этой меры оценивалось в 7 млрд рублей. Этот объем денег недополучат приблизительно 20 ГВт генерации.

Пересмотр тарифов вынужденных генераторов будет строиться на учете прогнозной прибыли от продажи электроэнергии и мощности всей генерации компании, часть генерации которой работает в вынужденном режиме. При этом пересчитанная цена должна быть не ниже минимума из цены на мощность в соответствующей зоне свободного перетока (ЗСП) и тарифа на мощность этого генератора.

Изменения ценообразования на мощность вынужденной генерации коснулись и 2012 года. Так, цена будет формироваться с учетом прогнозной прибыли от продажи электроэнергии и с фактически полученной прибылью (убытком) от продажи электроэнергии в 2011 году, если он в это время являлся вынужденным. "Получается, что могут в 2012 году учесть убытки от пересчета вынужденных тарифов", - предположил собеседник в "Совете рынка".

Однако в последующие годы ФСТ будет определять стоимость вынужденной мощности с учетом прогнозной прибыли электроэнергии, которая будет торговаться на рынке на сутки вперед (РСВ).

Ранее же предполагалось, что вынужденные генераторы будут получать плату одним из способов: либо продавать по тарифам ФСТ и электроэнергию, и мощность, либо только торговать на РСВ без оплаты мощности.

Без мощности

Рынок мощности, пожалуй, всегда являлся наиболее дискутируемой частью отрасли. На протяжении нескольких лет участники электроэнергетики спорили, как торговать мощностью, а точку государство поставило лишь прошлом году, когда утвердило во многом компромиссную модель долгосрочного рынка мощности. В соответствии с документом, расторговка мощности должна проходить в ходе отборов с конкурентным ценообразованием. Отборы - долгосрочные с четырехлетним периодом поставки, в течение которого при необходимости проводятся корректировочные отборы.

И вот, когда все спорные вопросы организации долгосрочной торговли мощностью были разрешены, целевые правила "опта" преподнесли участникам новую пищу для дискуссий.

Правительство поручило Минэнерго совместно с Минэкономразвития, Федеральной антимонопольной службой, Федеральной службой по тарифам и госкорпорацией "Росатом" в 9-месячный срок проработать и представить возможность перехода к формированию цен на электроэнергию исходя из полных затрат на выработку электрической энергии и мощности - одноставочному ценообразованию.

Эту идею некоторое время назад озвучивал глава "Совета рынка" Дмитрий Пономарев. По его словам, в настоящее время обсуждается возможность проведения КОМ лишь в целях определения спроса на мощность, но без формирования цены. Ценообразование будет вынесено в отдельную систему свободных договоров на электроэнергию и мощность (СДЭМ). "СДЭМ - это, по сути, одноставочный механизм ценообразования", - сообщил Д.Пономарев, пояснив, что суммарная цена СДЭМ будет состоять из цены мощности, о которой поставщик и потребитель договариваются самостоятельно, и цены электроэнергии на РСВ. Таким образом, СДЭМ будет содержать элемент фьючерсных контрактов в части ценообразования на электроэнергию.

По словам главы "Совета рынка", контракты могут быть разной срочности - "важно дать максимальную гибкость участникам рынка".

Необходимость разработки механизма СДЭМ в рамках конкурентных отборов мощности, по словам Д.Пономарева, объясняется тем, что действующая система маржинального ценообразования на КОМ не дает адекватного инвестсигнала. Глава партнерства в то же время не уточнил, каким именно образом СДЭМ будет определять необходимость инвестиций в новое строительство. Д.Пономарев лишь отметил, что регуляторы разработают меры стимулирования заключения таких контрактов.

Реализация озвученных планов, по уверениям Д.Пономарева, не потребует корректировки ДПМ.

Какие-либо детали нового ценообразования на энергорынке "Совет рынка" сейчас не раскрывает.

В то же время правила "опта" содержат прежнюю систему и ценообразования, и конкурентного отбора. Разница лишь в сроках его проведения.

Предполагалось, что первый долгосрочный КОМ пройдет до середины этого года с началом поставок с 2012 г., 2013 г., 2014 г. и 2015 г.

Теперь же проведение КОМа планируется до 1 октября текущего года и опять же на один год - следующий. А до 1 июня 2012 г. проводятся долгосрочные конкурентные отборы мощности с началом периодов поставки мощности в 2013 г., 2014 г., 2015 г. и 2016 г. Также при необходимости будут проводиться корректировочные отборы.

Технологический = технический

Помимо уже названных правительством мер по сдерживанию цен на электроэнергию (пересмотр необходимой валовой выручки компаний электроэнергетики, сдерживание роста RAB-тарифов на передачу, неиндексация платы за мощность в 2011 г., снижение сбытовых надбавок, сокращение инвестнадбавок АЭС и ГЭС), правила оптового энергорынка содержат еще ряд механизмов.

Так, с 1 июля ценопринимание распространяется как на технический, так и на технологический минимум. Технический минимум - это та нагрузка, ниже которой оборудование не может работать по своим техническим характеристикам. Технологический минимум зависит от объемов тепла, на производство которого необходимо потратить определенное количество электроэнергии.

Обе эти величины имеют наибольшее значение для станций, работающих в теплофикационных режимах, то есть ТГК. Работая на уровне технического минимума, станция подает на рынок ценопринимающую заявку и не участвует в формировании цены на рынке. При условии, что уровень технического минимума зачастую ниже уровня технологического, приведение их к единому уровню влечет за собой объемы ценопринимающего предложения на рынке на сутки вперед.

Особенно разница уровней ощущается зимой, когда производство тепла значительно увеличивается. "Это в свою очередь влечет к формированию у компаний выпадающих доходов", - считает И.Миронов. хотя в то же время позволяет формироваться более низкой цене РСВ.

Ранее компании неоднократно жаловались, что получают выпадающие доходы от работы на уровне технического минимума в готовности к выработке, и просили "Системный оператор" разрешать им "выключаться" на время, когда рынку не требуется их электроэнергия.

Сети выпрямили

Постановление, утвердившее правила целевого опта, внесло также правки в основы ценообразования в отношении электроэнергии (постановление N109) - отменено ограничение по объему сглаживания необходимой валовой выручки (НВВ) в RAB-тарифах сетевых компаний на уровне 12%. Изменение темпов роста тарифов - один из главных элементов сдерживания цен, который должен сократить доходы ФСК на 5 млрд рублей, МРСК и территориальных сетевых организаций - на 25 млрд рублей.

Сглаживание тарифа ФСК на 2011 год будет определено по итогам пересчетов на оптовом энергорынке (для определения стоимости оплаты потерь), но ФСТ уже представила предварительный прогноз сглаживания RAB-тарифа сетевой компании: в 2011 году темпы роста сократятся с 32,8% до 26,4%, в 2012 году - с 27% до 26,4%, и увеличатся в 2013 году - с 21,1% до 26%, с 2014 года - с 15% до 26%.

По сути, речь идет лишь о перераспределении денежных потоков по годам. Сама ФСК еще до того, как ФСТ озвучила возможные объемы сглаживания, не только не сообщила, что может перенести часть инвестиций на последующие годы, но и запланировала рост инвестпрограммы в этом году на 20 млрд рублей - до 210 млрд рублей. Правда, часть затрат придется покрывать из займов, они планируются в объеме до 70 млрд рублей.

"Холдинг МРСК" еще не знает, насколько изменятся темпы роста тарифа в 2011 году, но готов пересмотреть инвестпланы в соответствии с решениями ФСТ и РЭК, говорили менеджеры холдинга. Пока инвестпрограмма холдинга составляет 160 млрд рублей. В целом, представители "Холдинга МРСК" настроены оптимистично: во-первых, пересчет тарифа должен происходить в регионах, где рост по РСК составил существенно больше 15%, во-вторых, коснется прежде всего территориальных сетевых организаций, не входящих в холдинг, в-третьих, часть снижения будет обеспечена за счет сглаживания тарифа ФСК, учитывающегося в общем росте тарифа распредсетей.

Первые кандидаты на сглаживание - РСК перешедшие на 3-летний RAB, так как основной предлагаемый механизм сглаживания - увеличение срока регулирования. Предполагалось, что он увеличится до 5 лет, но Минэнерго недавно сообщило о возможности и 7-летнего RAB. Правила оптового рынка, которые вносят, в том числе, изменения в постановление о ценообразовании в электроэнергетике (N109), предусматривают такую возможность.

Дальше

Ожидается, что тарифная кампания на энергорынке закончится в апреле, а ФСТ уже сейчас готова пересчитать все тарифы на электроэнергию.

"У нас все приказы уже готовы. Мы просто ждем, когда оно (постановление) вступит в силу, на следующий день проводим правление и утверждаем (тариф) ФСК, тарифы для "вынужденников" и индикативные цены. В соответствии с этим региональные органы регулирования пересматривают тарифы для сетевых организаций и сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков в случае, если они превышают рост в 15%", - заявлял журналистам начальник управления регулирования и контроля за ценообразованием в электроэнергетической отрасли ФСТ Максим Егоров.

По его словам, региональные энергетические комиссии смогут завершить пересчет тарифов к 1 мая. "Практически каждый субъект там, где перекрестка заложена в тариф на передачу, пересмотрит до 1 мая тариф на передачу в части снижения перекрестного субсидирования", - добавил чиновник.

Он привел оценки ФСТ по снижению величины перекрестного субсидирования в тарифе на передачу электроэнергии.

"Я думаю, что индикатив снизится примерно на 1-2% в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) и во второй ценовой зоне, наверное, будет больше снижение индикатива - процента на 3", - отметил М.Егоров.

После выхода постановления необходимо, чтобы "Совет рынка" уточнил прогноз цен на рынке на сутки вперед (РСВ), после этого ФСТ пересчитает тариф для вынужденных генераторов. Затем "Совет рынка" пересмотрит прогнозную цену на мощность на оптовом рынке. После этого будет окончательно пересчитан тариф ФСК, и с учетом этого РЭК пересчитает тарифы для распредсетевых компаний, пояснил М.Егоров.