Пересчёт мощности

Корректировку модели КОМ в прошлом году инициировало Минэнерго. Причиной стало то, что заявленный спрос на мощность в отборе на 2021 год во второй ценовой зоне привёл к росту цены, но в итоге не подтверждался. Как говорил тогда замминистра Павел Сниккарс, было необходимо «в будущем исключить подобные проблемы с перезаявленными объёмами перспективного потребления». Экономическая ситуация с тех пор сильно изменилась и сейчас на первый план вместо точности прогнозирования вышли другие параметры.

Ключевых пунктов в дискуссии о новой модели КОМ три. Первый – объём резервов: Минэнерго и «Системный оператор ЕЭС» (СО) предлагают применять вероятностный подход для расчётов, что может сократить их на 14 ГВт (с 35 ГВт до 21 ГВт). Второй пункт – дифференциация оплаты мощности в зависимости от востребованности станции, третий – участие потребителей в КОМ через управление своим спросом. Эти факторы также влекут за собой пересмотр ценовых параметров ключевых точек в модели КОМ.

Сейчас на оптовом энергорынке действует модель КОМ с эластичным спросом, когда по более низкой цене покупатели приобретают большее количество мощности, а по более высокой цене – меньшее. Параметры, определяющие спрос на мощность, задаются двумя точками спроса. «Точка 1» определяет максимальную цену («ценовой потолок»), а «точка 2» – минимальную («ценовой пол»). Объём в «точке 1» равен объёму спроса на мощность. Объём спроса в «точке 2» соответствует увеличенному на 12% объёму в первой точке. Если спрос и предложение равны, то на отборе сложится самая высокая цена, равная «точке 1». Если предложение выше спроса, то цена снижается, приближаясь к «точке 2».

По словам зампред правления «Совета рынка» Олега Баркина, в регуляторе считают принципиально важным при корректировке КОМ сохранить основу – эластичный спрос. Его параметры при этом можно изменить. Второй важный момент – это дифференциация оплаты мощности, которая должна быть перераспределением платежей от менее востребованных генераторов в пользу более востребованных.

«Этот принцип нам кажется важным, именно он позволит создавать стимул к повышению эффективности загрузки генерации, её использования. В целом, для себя, мы приняли такой критерий – введение этой системы должно интегрально, то есть по совокупности платежа, приводить к экономии для потребителей как при переходе, так и в перспективе», – отметил г-н Баркин.

Согласно его презентации, дополнительно на снижение цены КОМ будет влиять участие в нём потребителей, так как это приведёт к уменьшению спроса на мощность. Потребители, названные квалифицированными, будут по сути заключать договор «take or pay» на мощность: они смогут заявить плановый пик потребления на год, а при его превышении будут платить более высокую цену за мощность.Потребители в целом согласны с предложениями регуляторов. «Нам кажется разумным, чтобы спрос формировался по новой методике «Системного оператора», а цена – на уровне прошлого отбора, скорректированная на инфляцию. Наклон линии спроса должен мотивировать к выводу невостребованной генерации, что продемонстрировано на графике (см. рисунок ниже – ред.)», – указал председатель набсовета «Сообщества потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению «Сибура» Владимир Тупикин.

По словам г-на Тупикина, потребители также выступают за дифференциацию оплаты мощности в зависимости от загрузки на РСВ и предлагают разрешить нештрафуемый вывод отобранных в КОМ неэффективных энергоблоков (с низким коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ) за 12 месяцев).

У генераторов обсуждаемые корректировки вызывают много вопросов. «Пока у нас получается снижение цены КОМ, причём достаточно глубокое. Конечно, в ситуации, когда у нас растут затраты и снижаются доходы снижение цены КОМ для нас очень болезненно, и снижение цены КОМ может как раз сделать неэффективной работу даже ПГУ. ПГУ, которая из ДПМ перешла в КОМ, становится убыточной, и выручка от РСВ может не покрыть этих убытков», – рассказала глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина.

Кроме того, снижение цены КОМ влечёт риски для проектов обновления оборудования. В 2019 году вместе с запуском программы модернизации ТЭС было принято решение о повышенной индексации цены КОМ для более мелких проектов, не проходящих в программу. Объём финансирования по этому механизму для продления «надёжного функционирования» 100 ГВт мощности оценивался в 786 млрд рублей с 2022 до 2035 года (в ценах 2021 года). По словам г-жи Паниной, часть проектов в рамках индексации уже запущена, но при снижении цены КОМ в 2027 году эти проекты опять станут неокупаемыми.

Большая часть вопросов генераторов связана с предложениями, касающимися дифференциации и резервов. Дифференциация оплаты мощности, видимо, приведёт не только к перераспределению платежей, а в целом к снижению цены КОМ.

«Коммерсанту» удалось ознакомиться с предложениями «Совета рынка», которые не были публично представлены на конференции. Регулятор предлагает поднять верхний уровень цены на отборе до уровня затрат на модернизацию турбинного оборудования ТЭС. Показатель будет рассчитываться в том числе с учетом CAPEX, OPEX и доходности проекта (по примеру программы модернизации старых ТЭС). При таком подходе цена мощности для первой ценовой зоны составит около 220 тыс. рублей, а для второй – 360–370 тыс. рублей. Без изменения «потолка» цен и при снижении резервов на 14 ГВт, следует из данных Ъ, цена мощности в европейской части РФ и на Урале упала бы до 183,52 тыс. рублей за 1 МВт, а в Сибири – до 298,8 тыс. рублей. Но и при увеличении «потолка» годовой платёж за мощность для обеих ценовых зон в 2027 году составит около 297 млрд рублей в ценах 2022 года (-9,3 млрд в 1ЦЗ, до 175,7 млрд; +2,3 млрд во 2ЦЗ, до 121,7 млрд рублей). Суммарно это на 7 млрд меньше платежа за 2026 год, индексированного по инфляции.

«Совет рынка» посчитал новую модель с дифференциацией, по которой начал менять ключевые точки – верхнюю они поднимают, нижнюю опускают, и это влияет на снижение цен», – пояснила г-жа Панина, отметив, что расчёты и обсуждения пока продолжаются.

По её словам, генераторы считают дифференциацию логичной, но аналогичный механизм уже существует в виде штрафов за неготовность оборудования к работе.

«Я не могу сейчас сформировать позицию, мы против дифференциации или за. Теоретически это выглядит разумно. Но говорится о зависимости дифференциации от КИУМ. Понятно, что 100%-го КИУМ ни у кого нет. Для тепловой генерации получается такая ситуация: например, ты включён в «вынужденные», в основном сидишь на P_min и у тебя КИУМ 30%, соответственно, плата за мощность снижается. С другой стороны, мы не обнаружили зависимость, когда мы при КИУМ в 30% ремонтируемся реже, чем при КИУМ в 50%. Поэтому относительно дифференциации мы не занимаем позицию «за» или «против», а предлагаем нанять консультанта, который проведёт анализ и скажет, есть ли такая зависимость. Мы готовы признать ту зависимость, которую подтвердят технические специалисты», – прокомментировала Александра Панина.

Второй неоднозначный момент – вероятностный подход к определению объёма резервов. Пока регуляторы прогнозировали только их снижение. Неясно, будет ли в расчётах учитываться складывающаяся ситуация с иностранными газовыми турбинами (работают в составе ПГУ, ГТУ). На них приходится 17% выработки в ЕЭС, а из-за санкций зарубежные компании не могут провести ремонт или сервисное обслуживание турбин. Чтобы сэкономить их ресурс, регуляторы изменили правила ОРЭМ, разрешив по заявке генкомпаний включать такие блоки в последнюю очередь (или не включать вообще, если не будет потребности рынка), снижая при этом оплату мощности на 3–10%.

Объём действующих иностранных газовых турбин Минэнерго оценивает в 22 ГВт. В России нет серийного производства такого оборудования, проекты пока находятся в стадии реализации и их результатов ещё предстоит дождаться. Альтернативным, хотя и менее эффективным, вариантом называют возможность заменить иностранные ПГУ на отечественные паросиловые установки (ПСУ).

«Наверное, надо было бы снижать резервы, если бы не ситуация с ПГУ. Мы даже пока не можем сказать, смогут ли машиностроители обеспечить необходимый объём производства ПСУ – нужно сначала от них получить информацию», – считает Александра Панина.

Она напомнила, что модель КОМ предусматривает снижение цены на мощность при сокращении резервов. «Вопрос, менять ли цену при снижении резервов. Мы в идеале хотим хотя бы плюс-минус сохранить её, чтобы она не сильно снизилась при том росте затрат, который сейчас есть», – сказала глава набсовета «Совета производителей».

В Минэнерго при этом не считают, что ситуацию с иностранными ПГУ надо учитывать в вероятностном подходе.

«В этой части по технике нужно, конечно, посмотреть саму методологию. В ней учитывается статистика, поэтому наперёд сказать, что какие-то генераторы на тех или других турбинах не будут работать или ещё что-то, нам кажется не очень правильным, потому что мы тогда вместо нормальной оценки вероятности на основе статистики падаем в какие-то сильно прогнозные вещи – раз. Поэтому скорее не надо это увязывать. Второе – нужно не забывать, что кроме резерва, который учитывается по статистике оборудования, есть стратегический резерв и он как раз, его величина, в том числе позволяет покрывать такого рода неработу оборудования, поэтому мы не видим необходимости их между собой как-то увязывать», – прокомментировал ситуацию директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов.

Конференция «Совета рынка» стала первой публичной площадкой, где возможные поправки в ключевой механизм ОРЭМ обсуждались комплексно, и дискуссии наверняка продолжатся. КОМ на 2027 год, который должен пройти по новым правилам, сейчас отложен до 15 ноября 2023 года. Однако, по словам г-на Максимова, Минэнерго рассматривает возможность его переноса, так что срок обсуждения может быть продлён.