«Мощность как «особый товар» на энергорынке себя не оправдала»

Определение мощности на оптовом рынке как «особого товара», заложенное реформаторами в главный отраслевой закон, обеспечило условия, при которых энергокомпании получают год от года всё больше и больше выгод вне зависимости от фактического наличия этой мощности, а также уровня надёжности и объёма поставленной электроэнергии.

Федеральным законом № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» оптовый рынок определяется как сфера обращения особых товаров – электрической энергии и мощности.¹ Но, если с электрической энергией, как товаром в традиционном понимании, всё более-менее логично – налицо её оборотоспособность, возможность отчуждения от одного лица к другому, то с мощностью всё далеко не так однозначно.

Приобретённая на оптовом рынке мощность неотчуждаема, покупатель не может воспользоваться ею по своему усмотрению, мощность как «товар» не поставляется потребителю также, как электроэнергия. Впрочем, всего этого вовсе не требуется. Но тогда почему мощность определили именно как «особый товар», а не иначе?

Представляется, что более эффективной и корректной формой для обращения мощности на энергорынке было бы определение её как системной услуги по готовности генерирующего оборудования или предоставлению гарантии или обязательства по её поставке (к примеру, так организованы рынки мощности в ряде европейских стран и энергосистем в США).²

Дело в том, что в случае определения мощности как услуги, у регуляторов возникает необходимость детальной оцифровки и отслеживания параметров системной надёжности с реальным действием рыночных законов. Возможность появления надбавок, не связанных с реальной поставкой электроэнергии и параметрами надёжности, и нерыночных договоров в этой ситуации весьма ограничена, если не исключена.

Определение мощности как «особого товара», как показывает практика, позволила российским регуляторам и энергокомпаниям действовать гораздо свободнее. Избыток генерирующих мощностей в российской энергетике, вопреки законам рынка, приводит к росту цен и дополнительным платежам потребителей.

Мощность как «особый товар» на оптовом рынке, которую обязали оплачивать вне её связи с надёжностью, позволяет без ограничений создавать и тиражировать механизм ДПМ, в том числе на объекты ВИЭ, которые мощностью как таковой не обладают, финансировать простаивающую и неэффективную «вынужденную» генерацию, оплачивать «изобретение» газовых турбин большой мощности в отдельно взятой стране и т. д.

Данные ассоциации НП «Совет рынка» свидетельствуют о почти 70% росте платежей за мощность в период 2014 – 2018 годов, с 404 до 684 млрд рублей. При этом, если в 2014 году платежи за мощность составляли около 31% выручки генерирующих компаний на оптовом рынке, то к 2019 году эта доля выросла до 47% при практически неизменных объёмах потребления электроэнергии в ЕЭС России (прирост электропотребления, по данным АО «СО ЕЭС»,³ в эти годы составил 4% или около 1% в год). И эта динамика, с учётом программы модернизации ТЭС, намерений по поддержке ВИЭ, новых инвестпланов атомной генерации, финансированию «рационального» топливного баланса (субсидирование угольной генерации в 1-й ценовой зоне оптового рынка), тиражированию «мусорной» генерации и иных проектов, практически не меняется в дальнейшем.

В результате мощность становится главным предметом финансовых отношений на энергорынке, и её стоимость всё меньше зависит от объёмов поставки электроэнергии.

С параметрами системной надёжности складывается похожая ситуация. Связь оплаты мощности с ними прослеживается всё меньше и меньше. Яркий пример – ситуация с аварией на Рефтинской ГРЭС 22 августа 2016 года, при которой локальная авария на распределительном устройстве электростанции переросла в системную аварию с отделением от Единой энергосистемы России Тюменской энергосистемы и ОЭС Сибири, нарушением электроснабжения потребителей на территории Республики Бурятия, Алтайского и Забайкальского краев, Новосибирской, Кемеровской, Омской и Томской областей, сбою в движении железнодорожного транспорта на участках Западно-Сибирской железной дороги.

Самое примечательное состоит в том, что большинство генерирующих объектов в ОЭС Центра и Средней Волги (совокупно 1,58 ГВт) не включилось по команде Системного оператора для покрытия (компенсации) дефицита мощности. Зафиксировано невыполнение 96 электростанциями команд диспетчеров Системного оператора «Максимум генерации с учётом допустимого перегруза оборудования». В результате аварийных отключений суммарный дефицит мощности в ЕЭС России составил около 7,0 ГВт и сопровождался длительным, около 37 минут, снижением частоты в ЕЭС России ниже допустимых значений 50 ± 0,05 Гц (кратковременное снижение частоты достигло 49,61 Гц). В итоге балансировать российскую энергосистему пришлось с помощью введения режима ограничения и отключения потребителей, а также экстренного импорта электроэнергии из соседнего Казахстана.

То есть мощность в полном объёме оплачивается, но поставщик может практически безнаказанно отказаться её поставлять в тот момент, когда она действительно нужна. Парадоксально, но в результате система балансируется за счёт отключения потребителей, которые платят генерации за мощность.

Другой пример – ситуация с плановыми коэффициентами резервирования мощности при проведении конкурентных отборов. Казалось бы, в ситуации масштабного ввода и существующего избытка генерирующих мощностей и усиления сетевых связей (энергомосты, «электрическое» объединение ценовых зон оптового рынка), потребитель вправе ожидать существенного роста надёжности и сокращения плановых резервов генерирующих мощностей. Но и этого не наблюдается. Напротив, с 2014 года величина планового коэффициента резервирования для всей 2-й ценовой зоны оптового рынка (Сибирь) увеличена на 8,55 процентных пункта и в итоге достигла 27,55%, при этом Минэнерго не оставляет попыток поднять коэффициенты резервирования ещё выше.

На вышеописанную ситуацию на оптовом рынке с нескрываемым восхищением смотрят сетевые монополии. В проекте постановления о введении оплаты «сетевого резерва»,⁴ который активно продвигается с их подачи, содержится фундаментальная замена услуги по передаче электрической энергии, которая напрямую увязана с объёмом полезного отпуска, на услугу по готовности сетевого оборудования к оказанию такой услуги, оплата которой, как несложно понять, никакого полезного отпуска не требует. Платёж за передачу электроэнергии предлагается формировать просто за «готовность» сетевой мощности к передаче, причём даже без фактического подтверждения.

Впрочем, убедить абсолютно всех в правомерности толкования мощности как самостоятельного «особого» товара регулятору и поставщикам всё же не удалось.

Весьма примечательным в этой связи является решение Арбитражного суда г. Москвы по иску АО «Русал Саяногорский алюминиевый завод» к ПАО «Юнипро» и инфраструктуре энергорынка в связи с аварией на энергоблоке № 3 Берёзовской ГРЭС.

Судья в своём решении указывает, что «свойства окружающего мира описываются физическими законами, а не создаются нормативным регулированием». Мощность, говорится в тексте постановления, является характеристикой физических свойств объекта, но не является его принадлежностью или составной частью. И далее – «мощность не обладает свойствами товара, в том числе «особого» товара, и не относится к объектам гражданских прав, не обладает свойствами оборотоспособности, не может отчуждаться от одного лица к другому и в силу физических свойств не может передаваться от одного объекта к другому».⁵

Получается, что в споре, в данном случае судебном, действительно рождается истина.

Подводя итог, имеет смысл обратить внимание на ситуацию, которая сейчас складывается вокруг рынков мощности в зарубежных энергосистемах.

Потенциал оптимизации затрат на строительство и содержание мощности стал богатой питательной средой для появления и бурного развития новых технологий в энергетике.⁶ Мишенью таких технологий, как правило, являются пиковые нагрузки, а жертвами – пиковые резервы мощности. Значительная часть решений реализуется на стороне потребителя. Технологические изменения и более активная роль потребителей создают масштабные вызовы и заставляют регуляторов менять свои прежние подходы. Удобные исключительно для энергокомпаний правила рынков мощности всё чаще критикуются и пересматриваются. Например, работа рынка мощности Великобритании, с которого во многом копировалась российская модель, приостановлена с лета 2018 года в связи с тем, что изначально при согласовании правил рынка Еврокомиссия не обеспечила одинаковые (недискриминационные) условия отбора для различных категорий компаний поставщиков, в частности агрегаторов спроса, а также в связи с расследованием Европейской комиссии о соответствии правил рынка мощности европейским правилам о государственной поддержке развития энергетики.⁷ Кроме этого, известно, что в соответствии с ожидающими принятия новыми Правилами единого рынка ЕС будут запрещены любые выплаты за мощность для новых станций с января 2020 года и существующих станций – с июля 2025-го.

Есть основания полагать, что существующая система отношений на рынке мощности в российской энергосистеме, основанная на определении мощности как «особого товара» и его следствиях в виде ДПМ, разнообразных надбавок, колоссального избытка генерации, является ещё менее устойчивой и фактически невосприимчивой к активному участию потребителей и новым технологическим вызовам.

Ближайшие годы у нас в России и у партнёров по ЕАЭС⁸ будут посвящены интеграции энергорынков. Пожалуй, это самый подходящий и, в обозримом будущем, единственный шанс для регуляторов и участников энергорынков союзных стран попытаться отрефлексировать свой и международный опыт и сформировать более совершенную, восприимчивую к технологическим вызовам систему отношений на едином рынке мощности, увязав оплату мощности с объёмами поставок электроэнергии и параметрами системной надёжности.

Примечания.

1 Ст.3 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

2 См., например: https://www.np-sr.ru/ru/market/cominfo/foreign/index.htm

3 Отчёт о функционировании ЕЭС России в 2018 году, АО «СО ЕЭС», http://www.so-ups.ru/

4 Проект постановления Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам определения обязательств потребителей по оплате услуг по передаче электрической энергии с учётом оплаты резервируемой максимальной мощности и взаимодействия субъектов розничных рынков электрической энергии. http://regulation.gov.ru/p/85369

5 Решение Арбитражного суда г. Москвы по делу № А40-12454/19-53-117 по иску АО «Русал Саяногорский алюминиевый завод» к ПАО «Юнипро», АО «СО ЕЭС», АО «АТС», Ассоциации «НП Совет рынка» http://kad.arbitr.ru/PdfDocument/b1eddf96-6f9c-436f-ac50-d2134298cca4/db3e6dfa-3fbf-40d3-bc55-97196d8657e0/A40-12454-2019_20190606_Reshenija_i_postanovlenija.pdf

6 Интернет энергии: будущее электроэнергетики уже наступило. А. Г. Старченко, В. В. Дзюбенко, И. Ю. Ряпин, «Энергетическая политика», № 5, 2018 г.

7 По данным http://www.utilityweek.co.uk, 15 ноября 2018 г. Европейский суд общей юрисдикции (General Court of the Court of Justice) отменил принятое в 2014 г. решение Еврокомиссии о соответствии правил рынка требованиям ЕС по оказанию государственной поддержки и ненарушению принципов свободной конкуренции (Capacity Market’s State aid clearance). Инициатором разбирательства стала британская энергосбытовая компания Tempus Energy, которая в 2015 г. подавала апелляцию на решение Еврокомиссии на том основании, что одобренные правила дискриминируют объекты DSR, в частности, сроки контрактов, заключаемых с компаниями-агрегаторами DSR-поставщиков, короче тех, которые установлены для генерирующих компаний. Еврокомиссия, в свою очередь, 25 января 2019 г. подала апелляцию на решение суда. Если жалоба будет удовлетворена, рынок сможет возобновить работу.

8 В создание единого энергетического рынка вовлечены Российская Федерация, Республика Беларусь, Казахстан, Армения и Киргизия.

24 июня 2019 в 15:04