Действующая модель розничного энергорынка не в пользу потребителя - глава НП "Совет рынка" Дмитрий Пономарев

Оптовый рынок электроэнергии в РФ на сегодняшний день либерализован ровно наполовину. В будущем году эта пропорция изменится в пользу конкурентных продаж. Однако впереди еще либерализация розничного рынка и продаж электроэнергии населению, запуск целевого рынка мощности и рынка деривативов. О том, как будет развиваться рыночная система отрасли в интервью "Интерфаксу" рассказал председатель правления НП "Совет рынка" Дмитрий Пономарев.

- Дмитрий Валерьевич, "Совет рынка" недавно представил очередную версию системы долгосрочного рынка мощности. Какие, по вашему мнению, у этой конструкции шансы на утверждение?

- Я думаю, что это финальная конструкция, и надеюсь, что после обсуждения ценовых параметров она будет принята. Главным элементом модели являются долгосрочные отборы мощности, по итогам которых происходит заключение договоров между потребителями и производителями. Мы также предложили встроить в рынок договоры о предоставлении мощности (ДПМ) и предложили их заключение не только тепловой генерации, но и ГЭС и АЭС.

Главное, что мы нашли ответы на несколько ключевых вопросов: формирование необходимой структуры генерирующих мощностей с учетом ценовых параметров, возможность прогнозирования стоимости мощности, как для потребителей, так и для поставщиков, гарантии возврата инвестиций в строительство и модернизацию новых мощностей и, наконец, перевод планирования из прогнозной в юридическую плоскость.

Мы также постарались сделать конструкцию достаточно гибкой с тем, чтобы позволить нам в будущем решать те вопросы, которые мы сегодня не смогли предусмотреть.

- По мнению атомщиков и гидроэнергетиков концепция, прежде всего, ориентирована на то, чтобы инвесторы, ставшие собственниками в основной газовой генерации, окупили свои вложения. А долгосрочные цели, в том числе заложенные в энергостратегии и предполагающие увеличение доли угля, АЭС и ГЭС в топливной корзине, долгосрочный рынок мощности не учитывает. Как вы оцениваете эту позицию?

- Это не так. Модель содержит общую для всех поставщиков платформу, но одновременно описывает особенности участия в рынке ГЭС и АЭС. Что касается угольных станций, то для них предусмотрен специальный порядок формирования цены по ДПМ. Концепция никак не оспаривает ориентиры, заданные в энергостратегии, но содержит механизм их реализации. Кроме этого, нашей задачей является построение системы стимулов снижения стоимости, соблюдения сроков и требований по качеству.

- Долгосрочный рынок мощности - один из элементов целевой модели энергорынка России. Когда, по вашей оценке, эта модель сформируется окончательно?

- Важнейшей составляющей конструкции рынка является система отношений в розничном сегменте. Мы разработали новую концепцию и начали ее обсуждение со сбытовыми и генерирующими компаниями. К сожалению, этот рынок до сих пор очень слабо регулируется, но именно для удовлетворения потребностей в электроэнергии и тепле конечных потребителей и существует оптовый рынок и вся электроэнергетика. Цена и условия поставки должны быть выгодны, понятны и удобны конечному потребителю.

Принципиальное значение для формирования устойчивой и долгосрочной конструкции рынка электроэнергии в России имеет и система финансовых расчетов на рынке и проблема неплатежей. В настоящее время на рынке существуют колоссальные долги, и сумма задолженности постоянно растет. Из-за этого мы деформируем правила и рынка мощности, и рынка электроэнергии. Такого не существует ни на одном рынке за рубежом. Решение проблем неплатежей - это одна из ключевых задач.

- Приведите, пожалуйста, пример такой деформации

- По действующим правилам неплательщики в определенной пропорции распределяются на всех поставщиков, из-за чего возникает проблема с двусторонними договорами. Как только генераторы, которые вполне естественно заинтересованы в надежных контрагентах, находят платежеспособных потребителей для двусторонних договоров, мы искусственно вводим ограничения на объем, который может быть законтрактован таким образом. Иначе на рынке останутся самые дорогие генераторы с неплательщиками, что не является нормальной рыночной ситуацией.

Другим примером являются поставщики, которые, обсуждая конструкцию ДПМ, задают вопрос - как в условиях неплатежей реализуется провозглашенный в модели рынка мощности принцип гарантии возврата на вложенный капитал?

- Существуют ли такие сложности на западных биржах?

- Такой проблемы на западных рынках нет. Там часто даже технически подключение организовано так, что тех, кто своевременно не внес оплату, отключают или ограничивают в объеме потребления.

- Сколько времени может потребоваться на обсуждение концепции целевой модели розницы? Есть ли какой-то крайний срок, например, 2011 год, когда либерализация оптового рынка достигнет 100%?

- Действующие механизмы обеспечивают функционирование розничного рынка в нынешней конструкции и после 2011 года. Но мы считаем, что действующая модель - не в пользу потребителя. Необходимо, чтобы потребитель, если он добросовестно выполняет обязательства по оплате, чувствовал себя на рынке более комфортно.

В настоящее время в рознице только население уверено в неизменности в течение года той цены, которую оно платит за электроэнергию. На всех остальных потребителей, от мелких до крупных, распространяется цена, ежемесячно рассчитываемая и транслируемая с оптового рынка. В результате большинству предприятий крайне сложно планировать затраты на электроэнергию.

Необходимо построить систему таким образом, чтобы потребитель розничного рынка мог прогнозировать цену и хеджировать свои риски. Это означает, что ему нужен долгосрочный договор. Сбытовые компании должны иметь, в свою очередь, долгосрочные договоры с генерацией. И всем эта ситуация должна быть выгодна. Но сейчас серьезных стимулов к заключению таких договоров на рынке нет. Есть механизм трансляции, тарификация сбытовой надбавки, и все. Действующая модель розничного рынка не содержит стимулов для сбытовых компаний к заключению долгосрочных договоров с фиксированной ценой с конечными потребителями с одной стороны и поставщиками на оптовом рынке - с другой.

- Какие еще факторы сдерживают потребителей и производителей, что мешает им более активно использовать двусторонние договоры?

- Как я уже сказал - механизм расчета сбытовой надбавки и возможность трансляции, не до конца устоявшаяся экономическая и юридическая модель рынка электроэнергии и системы договоров, неплатежи, а также отсутствие инструментов хеджирования.

- Какова доля свободных долгосрочных договоров на рынке в настоящее время?

- По состоянию на ноябрь доля свободных двусторонних договоров в первой ценовой зоне оптового рынка составляет 6%, во второй 24%.

- А каким должно быть оптимальное соотношение доли долгосрочных договоров и продаж на спотовом рынке? Например, по аналогии с западными рынками.

- Задача "Совета рынка" - создать условия для того, чтобы каждый участник, как в рознице, так и на оптовом рынке, имел максимум законных возможностей для реализации своей экономической стратегии. В этой связи правила рынка должны позволять находить естественный баланс между теми или иными инструментами торговли в зависимости от потребностей и стратегии участников. Со временем, в рамках той модели, которую мы имеем в России, исходя из структуры генерации, сетевых возможностей, исходя из картинки в целом, мы получим характерную для российского рынка долю долгосрочных договоров.

Если говорить о западных рынках, то там доля колеблется в районе 80%.

- Еще один сегмент - рынок производных финансовых инструментов. Какие у него есть перспективы в ближайшие годы?

- Как только мы ужесточили подход в части привязки двусторонних договоров к физическим объемам поставки, у участников тут же возник вопрос - как хеджировать риски по ценам спот-рынка. Ведь в любом прямом двустороннем договоре с фиксированной ценой обязательно кто-то проигрывает по отношению к цене рынка на сутки вперед. Хеджировать эти риски позволяют только производные финансовые инструменты. Мы подготовили и представили участникам анализ российской практики хеджирования, а также предложения по развитию рынка производных. Заинтересованность у участников есть. Надеюсь, что в следующем году такие инструменты появятся. Это обусловлено, в частности, тем, что с 1 января 2010 года большая часть электроэнергии на оптовом рынке будет продаваться по свободным ценам.

- Раньше еще в контексте рынка деривативов говорили о контрактах FTR, то есть правах на передачу электроэнергии. Насколько мне известно, они существуют даже не на всех западных рынках. Предполагается ли что-то подобное в России?

- Наверное, первым делом на рынке появятся фьючерсы. FTR - модель, требующая дополнительной юридической проработки.

- Если я не ошибаюсь, согласно плану энергореформы, проект постановления по целевой модели рынка предполагается подготовить до конца II квартала 2010 года. Судя по всему, этот срок будет сдвинут?

- Я думаю, да. Называть какие-то новые сроки пока не готов. Решение этого вопроса находится в компетенции правительства.

- Участвует ли "Совет рынка" в процессе выработки решений по либерализации продаж электроэнергии населению?

- Конечно, участвуем. Напомню, что с 2011 по 2014 гг. электроэнергию граждане будут покупать по регулируемым ценам, после чего должен быть осуществлен переход к нерегулируемому ценообразованию. Этот императив мы закладываем в конструкцию модели розничного рынка и, естественно, учитываем в модели оптового рынка.

- То есть пока еще таких подходов нет?

- Покупку электроэнергии населением нельзя оставлять без ценового регулирования, не обеспечив переход розничного рынка на условия конкуренции и долгосрочных договоров.

- А когда будет запущен рынок системных услуг?

- Мы планируем, что он появится уже в следующем году.

- Ведущую роль там будет играть "Системный оператор"? Можете ли Вы вкратце описать конструкцию рынка системных услуг?

- Виды этих услуг описаны в проекте постановления правительства по системным услугам. К их числу отнесены услуги по нормированному первичному регулированию частоты, автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт), регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, не участвующего в производстве активной мощности, а также услуга по развитию систем противоаварийного управления в ЕЭС России в целях увеличения пропускной способности в контролируемых сечениях электрической сети.

- Механизм ценового сглаживания как-то влияет на ситуацию с точки зрения искажения рыночных сигналов? Как вы считаете, он действительно необходим рынку?

- В настоящее время сглаживание предусмотрено только для заявок, значительно превышающих текущий ценовой уровень, но в течение этого года и оно ни разу не применялось. В обычном режиме работы РСВ ценового сглаживания нет.

- Но есть такая опция, которая может быть включена?

- Опубликованное 25 ноября постановление о госрегулировании в электроэнергетике уточняет критерии введения механизма ценового сглаживания, а также предполагает введение в определенных случаях госрегулирования в электроэнергетике.

Согласно этому постановлению правительства на оптовом рынке электроэнергии осуществляется постоянный мониторинг темпа изменения цен на электроэнергию. В случае если темп изменения цен превысил предельный уровень, определенный на основе статистики прошлых трех лет, то применяется механизма ценового сглаживания.

Однако с точки зрения рыночных сигналов я не вижу ситуации, при которой у нас необходимо ежедневное ценовое сглаживание. Такой инструмент должен носить скорее хирургический характер.

На мой взгляд, это нормальный механизм, он должен быть, и он никого не разоряет. Тем более если смотреть на ситуацию в целом за месяц или за квартал. Ценовые сигналы рынка должны привлекать внимание к регионам, где недостаток генерации или проблемы с сетями. С этой точки зрения никакого искажения картинки не происходит. То есть рынок, в частности, нужен государству для того, чтобы транслировать реальные ценовые сигналы.

Основаниями же для введения госрегулирования, согласно закону об электроэнергетике, являются наличие временного дефицита электроэнергии в отдельных ценовых зонах либо на оптовом рынке в целом, отсутствие конкуренции в силу технологических причин или чрезвычайной ситуации в электроэнергетике.

В подобных ситуациях, в случае интенсивного роста цен, госрегулирование предполагается вводить в два этапа. На первом этапе вводится ценовое сглаживание на 7 дней. В случае если это не приводит к стабилизации цен, вторым этапом вводится госрегулировании цен сроком до 30 дней.

В этот период цены в заявках поставщиков ограничиваются специально утвержденными регулируемыми уровнями цен, поставщики продают электроэнергию по ценам, заявленным ими в ценовых заявках, а покупатели приобретают по средневзвешенной цене в заявках поставщиков. В итоге, в период действия госрегулирования осуществляется временный переход от маржинального ценообразования к оплате электроэнергии по заявкам продавцов.

- Генераторы говорят, что нужен и механизм, который бы страховал производителей от нулевых цен на рынке. Какое тут может быть решение?

- Этот вопрос сейчас обсуждается. Концепцию данного механизма мы предложили участникам рынка еще летом. В ней речь идет не о постоянной нижней планке, а о том, чтобы те генераторы, которые работают в вынужденных режимах, имели возможность, как минимум, компенсировать свои затраты. Мы видим задачу в том, чтобы предложить оптимальную и справедливую методику расчета и компенсации таких затрат.

- То есть, в принципе, сам факт существования нулевых цен - это нормально?

- Нулевые цены также являются рыночными сигналами. Мы изучали опыт западных рынков. На рынке США, например, бывают даже отрицательные цены, когда поставщики в какие-то часы даже доплачивают рынку для того, чтобы не отключаться, потому что экономически эта операция в короткий промежуток времени повлечет для него большие издержки.

Любой рыночный ценовой сигнал, даже нулевой нужен инвесторам и государству для планирования инвестиций, при этом очевидно, что правила рынка не должны приводить к неоправданным издержкам для его участников.

В этой части, конечно, идет доработка. В том числе с учетом анализа ситуации по Сибири на фоне выбытия Саяно-Шушенской ГЭС. Там загрузили большой объем тепловой генерации, и она работает в невыгодных экономических условиях, фактически расходуя на топливо больше, чем получает, продавая электроэнергию на рынке. Это нельзя назвать нормальной ситуацией, но пока единственный вариант, который не выходит за рамки постановления правительства - признать данных генераторов системными и доплачивать им.

- Но они не получат компенсации задним числом, за работу с 17 августа?

- Нет, в действующей модели задним числом компенсацию они не получат. Но нужно идти дальше, менять правила, предложив участникам более комфортные условия. В моем представлении другая сторона этого вопроса - большая прозрачность процессов, происходящих на рынке. В настоящее время уже есть движение в сторону информационной открытости. Чем больше доступной информации об участниках рынка, тем лучше, тем объективнее ситуация на рынке.

- Для этого должен быть четко прописанный стандарт раскрытия информации. Он уже подготовлен?

- Подготовлен проект постановления правительства, который значительно расширяет объем раскрываемый субъектами рынка информации. После его принятия необходимо будет разработать форматы раскрытия и обеспечить контроль за их соблюдением. Мы предполагаем также, что запуск рынка мощности даст толчок одновременно к спросу и к раскрытию больших массивов информации.

- Этот стандарт включает в себя раскрытие данных по ремонтам?

- С ремонтами - отдельная история. Мы стараемся убедить все заинтересованные стороны в том, что это требование должно быть обязательно отражено в постановлении правительства. Остальная необходимая информация, насколько мы видим, там есть.

- Можете ли вы оценить возможные сроки принятия стандартов?

- Нет.

- Что с правилами для неценовых зон? Будут ли там приниматься отдельные решения по каждому региону, или возможен некий общий поход?

- Дальний Восток - необходимо урегулировать вопросы экспорта в связи с принятием балансовых решений и предложить систему долгосрочных тарифов. В планах у нас - вернуться к анализу модели единого закупщика и еще раз проанализировать ее эффективность. В Калининграде основной вопрос состоит в увязке стоимостной картинки в связи с новыми вводами.

Если говорить о регионах, то в ближайшее время ожидаем решений в отношении Северного Кавказа, которые помогут поднять платежную дисциплину в регионе.

- Какой "Совет рынка" дает прогноз по средним ценам на электроэнергию до конца года по ценовым зонам и на будущий год? Есть у вас отдельный прогноз по динамике спроса на будущий год?

- В первой ценовой зоне в конце 2009 года мы прогнозируем небольшое снижение средней цены на электроэнергию. Однако в начале 2010 года цены стабилизируются, а затем начнется положительная динамика, которая позволит ценам к осени 2010 года выйти на уровень начала 2008 года - ориентировочно 750-800 руб/МВт.ч.

Что касается второй ценовой зоны, то в 2010 году динамика цен здесь будет определяться выбором СО состава генерирующего оборудования в энергозоне, а также ценой на уголь. В целом, в Сибири мы ожидаем роста цен примерно на 10%.

Объем спроса в 2010 году, по нашим прогнозам, сохранится на уровне 2009 года.