Перемены оптом

На грани рентабельности

Для потребителя главной проблемой в работе российских рынков электроэнергии является регулярный рост цен. За период с 2009 по 2011 годы цена на электроэнергию для промышленных потребителей (класс напряжения 110 кВ) выросла более чем на 100% – с 1,06 руб./кВт*ч до 2,21 руб./кВт*ч. Неудивительно, что крупные потребители всё чаще стремятся отсоединиться от сетей и строить собственную генерацию. Такое развитие событий приведёт к дальнейшему удорожанию электроэнергии и тепла для остающихся, прежде всего мелких и средних потребителей.

Если же посмотреть на экономические результаты работы поставщиков оптового рынка, то можно заметить, что большое количество тепловых генерирующих компаний имеет неудовлетворительные экономические показатели работы. Из отчётных данных 2011 года видно, что у большинства ТГК рентабельность совсем невысока (средняя рентабельность ТГК по итогам 2011 года составляет всего 2%), некоторые ТГК работают на грани убыточности, у ОГК ситуация несколько лучше, но величина рентабельности продаж недостаточна для осуществления дальнейших инвестиций (средняя рентабельность ОГК по итогам 2011 года – около 7%).

Основная причина – цены на оптовом рынке растут темпами, существенно отстающими от темпов роста цен на технологическое топливо. Доходность тепловой генерации за последние несколько лет не только не выросла, но в реальном выражении имеет тенденцию к снижению.

Например, за период с 2007 по 2011 год цена на газ выросла на 110%, а оптовая цена на электроэнергию на либерализованном рынке (РСВ) – на 70%. При этом темпы роста цен на уголь в последнее время значительно отставали от динамики цен на газ. В результате складывается парадоксальная ситуация, когда угольная генерация становится эффективнее газовой, хотя удельные расходы условного топлива угольных станций выше, чем у газового обору-дования. Поэтому было бы целесообразным оперативно реализовать механизмы конкурентной торговли топливом с фиксацией цен на несколько лет вперёд – путём развития как биржевых торгов, так и прямых двусторонних договоров с гарантированной передачей реализованных объёмов топлива.

Принуждение к генерации

Правила оптового рынка обязывают генераторов поставлять электроэнергию по любым ценам, в том числе ниже себестоимости, при работе на низких нагрузках. Ведь модель ценообразования предполагает, что с увеличением либерализованной доли конкурентного рынка наибольший рост прибыли будет у тех компаний, чьи затраты на производство значительно ниже маржинальной цены на свободном рынке. А недостаточно эффективное оборудование зачастую работает с убытком.

Всё потому, что модель оптового рынка предполагает так называемую «вынужденную работу» генераторов, когда компания должна продавать электроэнергию по ценам ниже, чем затраты на производство. Такая ситуация характерна для ночных часов практически по всей тепловой генерации России. Если тепловая станция достаточно эффективна, то за счёт роста цен в часы наибольшего спроса она сможет компенсировать свои ночные убытки. Но если энергообъект недостаточно конкурентоспособен в эти дневные часы, то в целом по итогам суток, а возможно, и месяца, и года, станция становится убыточной.

Проблемы таких необходимых энергосистеме, но неэффективных станций могут решаться несколькими путями:

• через присвоение им статуса ЭВР (гене-ратор, осуществляющий поставки электроэнергии в вынужденном режиме), что позволит получать оплату электроэнергии по регулируемому тарифу. Однако основание предоставления статуса ЭВР в настоящее время настолько жёсткое, что этот механизм практически не работает;

• путём компенсации через плату за мощность. Это возможно, если генератор получит статус «вынужденного» или «самого дорогого генератора», а также если действующее законодательство позволит учитывать убытки в регулируемом тарифе на мощность, чего пока нет;

• предоставлением вынужденным генераторам права продавать электроэнергию не по ценам РСВ, а по регулируемому тарифу. Вопрос неоднократно выносился на заседание наблюдательного совета НП «Совет рынка»;

• путём компенсации генераторам убытков на рынке электроэнергии через оплату «вынужденно» произведённой ими электроэнергии не по маржинальной рыночной цене, а с учётом их затрат (например, по ценовой заявке генератора).

Усугубляет эту проблему рост вынужденного ценопринимания, которое в минувшем году составило на рынке электроэнергии около 80%, из-за чего на оптовом рынке в часы наименьшего спроса происходит снижение цен.

КОМ проблем

Ещё одной актуальной проблемой для тепловой генерации является то, что платежи, получаемые с рынка мощности, зачастую не могут полностью покрыть постоянные затраты поставщика. Цены, формируемые в КОМ, позволяют покрыть условно-постоянные издержки только старым станциям, стоимость основных фондов которых уже самор-ти-зировалась. Ситуация усугубляется применением предельной цены на мощность в большинстве регионов России.

Относительно новые электростанции, а также станции с малой установленной мощностью оказываются нерентабельными. Новая тепловая генерация не получает в КОМ достаточно средств для покрытия постоянных издержек и возврата инвестиций даже с учётом того, что на РСВ эти станции за счёт своей эффективности зарабатывают больше маржинальной прибыли, чем старые энергообъекты.

Таким образом, в условиях высокой изношенности оборудования отсутствуют средства для его глубокой модернизации. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, суммарная мощность устаревшего оборудования на российских электростанциях составляет 82,1 ГВт, или 39% всей установленной мощности. К 2020 году уже 57% мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс. Несмотря на масштабную программу вводов по ДПМ, проблема модернизации действующего оборудования не теряет своей остроты.

Действующая нормативная база оставляет открытым вопрос финансирования вывода генерирующего оборудования из эксплуатации. Масштабная программа ввода генерирующих мощностей (объекты ДПМ) предполагает и значительные объёмы вывода устаревшего оборудования.

Для дальнейшего развития ОРЭМ регуляторам и участникам рынка следует сосредоточиться на решении следующих вопросов. Во-первых, это разработка правил долгосрочного рынка мощности, отсутствие которых препятствует привлечению долгосрочных частных инвестиций в развитие генерирующих мощностей и сохранению интереса инвесторов к сектору. Во-вторых – внедре-ние системы финансовых гарантий на оптовом рынке, что могло бы остановить неуклонный рост дебиторской задолженности.

Решение этих проблем будет способствовать переходу рынка на более современный уровень с учётом опыта работы предыдущих лет.