Продолжая анализировать состояние электроэнергетики Казахстана через почти полгода после запуска очередной реформы энергорынка, основательно перекроившей ландшафт отрасли в плане договорных конструкций и соответствующих финансовых потоков через Единого закупщика и призванной остановить системный кризис в отрасли, неизбежно приводит нас к вопросу: а что же дальше, что дает эта модель в плане не только стабилизации ситуации, но и развития, и вообще – надолго ли она?
Мы уже отмечали, что в плане привлечения инвестиций для ликвидации дефицита она мало что принесла, рынок мощности по-казахстански, в рамках индивидуальных преференциальных тарифов для ряда категорий и остаточных торгов для «старой» мощности с предустановленной предельной ценой за поддержание готовности к выдаче электроэнергии, существовал и до ЕЗ.
Но, говорят, что механизм ЕЗ, хотя бы на 50% или чуть больше, принес на рынок долгожданную конкуренцию генерации за право продавать свою электроэнергию на суточном графике следующего дня, и это, мол, стимулирует эффективность электростанций, вынужденных соперничать друг с другом за место в графике Системного оператора. Так ли это? Не совсем. В условиях дефицита с конкуренцией всегда не очень, с ЕЗ или без него – почти все объемы днем выкупаются в итоге так или иначе, и сейчас мы видим только в ночные часы, когда спрос ниже предложения, небольшое снижение цен вниз от предельных тарифов. Со стимулами к эффективности у этой модели тоже не все в порядке – 50 или около того дифференцированных тарифных групп для энергопроизводителей словно сети с мелкой ячеей опутывают электростанции, и ограничивают их как раз в мотивации снижать свои затраты – если опексы станции вдруг уменьшатся, то эту генерацию просто переведут в другую тарифную группу с меньшим тарифом – так это работает объективно. Именно поэтому некоторые представители энергохолдингов с такой настороженностью встречают предложения по укрупнению тарифных групп – они считают, что в этом случае просто проиграют, потому что они уже сделали все, что могли, а если сделать еще больше, то им просто срежут их тариф. Другими словами, конкуренция в таком ЕЗ побуждает генерацию не к эффективности, а к тому, чтобы «не высовываться» – не выпадать в глазах регулятора из своего тарифного «класса» и не быть переведенными в следующий, для более "продвинутых" – с меньшей себестоимостью производства и потом вроде как более полезных для всех участников процесса, за исключением владельцев этих ресурсов.
А что на стороне спроса? Есть ли там какой-то значимый прогресс? Да, появились единые цены, обнажившие ряд ключевых неустроенностей в структурных отношениях участников рынка, и это плюс, мы об этом говорили. Теперь гораздо понятнее, в чем они заключаются, и ясен общий вектор их решений. Это плюс. Но есть и минусы – единые цены по стране, независимо от места, от конкретных условий и причин их формирования – это не только территориальное перекрестное субсидирование, как и любое неявное субсидирование, мешающее видеть суть проблем в экономике, но и общая деградация ключевого правила любого рынка – каузальности, т. е. причинно-следственных связей в распределении затрат – платит тот, кто эти затраты создает. А это, в свою очередь, означает демотивацию эффективных и поощрение нерадивых. И конечно, это точно не способствует какому-либо осознанному развитию распределенных ресурсов у потребителей – децентрализации энергетики, являющейся одним из основных трендов развития энергетики в экономически успешных странах, и, что немаловажно, одним из китов, на которых развивается тот самый Энергопереход к низкоуглеродному будущему, о котором так много говорят в последние годы в Казахстане. Поэтому все эти меры по развитию маломасштабных ВИЭ, нетто-потребителей, как называют в Казахстане потребителей с собственными ВИЭ, подключенными к общей сети, субсидии, снятие барьеров и т. п. – все это в основном малополезный белый шум, в условиях, когда отсутствуют четкие ценовые сигналы не то, что на рознице, но и на опте. Тот факт, что почасовые цены ЕЗ разнятся в зависимости от набора генерации, которую ЕЗ размешивает для расчета этих цен, не очень помогает – во-первых эти цены не видны потребителям в режиме на завтра и тем более онлайн, во-вторых они далеко не окончательные, поскольку не учитывают цены балансирования, и в -третьих они искусственны по определению – это не цены рынка, это средневзвешенные тарифы ЕЗ. Поэтому на эластичность спроса они практически не влияют, а значит не создают и реальные стимулы развития распределенной энергетики.
На рынке мощности тоже, почти без перемен. Много говорится о новой программе тариф в обмен на инвестиции для новых и модернизируемых объектов, но, по сути, рынок мощности, введенный в 2019 году, это и есть тариф в обмен на инвестиции для таких объектов, но результаты его работы не впечатляют – всего лишь две новых станции в стадии строительства, при этом по заоблачным капексам. Говорят, что ТЭЦ, в силу их важности, разрешат заниматься обычными капитальными ремонтами по инвестиционным тарифам. Это, наверное, поможет приостановить износ, но здесь больше вопрос терминологии – что вообще понимается под модернизацией. В России, например, инвестиционная программа ДПМ КОММод (конкурентные отборы проектов для модернизации) тоже в основном про продление ресурса, а не о повышении эффективности. Рост предельного тарифа на мощность для действующей генерации 1065 тыс. тенге за МВт в мес. в 2024 году и затем еще до 1215 тыс. тенге за МВт в мес. означает лишь то, что, цены на мощность в Казахстане сравниваются с российскими ценами КОМ для старой генерации, и даже ее их превосходят (171 и 267 тыс. рублей за МВт в мес. для Европы –Урала и Сибири соответственно в 2023 году и 182 и 278 тыс. рублей в 2024). Поможет ли это преодолеть текущий кризис в отрасли и хотя бы начать снижение износа оптовых электростанций, ликвидации дефицита регулировочной мощности в условиях сохраняющихся индивидуализированных тарифов на электроэнергию и соответственно отсутствии конкуренции одновременно на всех сегментах рынка, остается под большим вопросом.
Но главным вопросом является выбор дальнейшего пути развития, как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе. На верхнем уровне делаются многочисленные заявления о том, что Казахстан в рамках Стратегии углеродной нейтральности ускоренными темпами движется к новой энергетике, активно развиваются ВИЭ, анонсируются новые гигаваттные проекты с международными инвесторами, хотя их общий вклад в энергоснабжение страны по-прежнему незначителен. Считаются перспективные энергобалансы, где уголь уходит, приходит газ, АЭС и ВИЭ с накопителями, обсуждаются детали структуры генерации отрасли на далекие 2035, 2040 и даже 2060 год. Но очень мало внимания во всех этих дискуссиях отводится ключевому, на наш взгляд, вопросу – как? Каким образом двигаться ко всем этим амбициозным и благородным целям? Так, чтобы сегодняшние решения и взгляды не устаревали через некоторое количество лет, чтобы за деревьями был виден лес, чтобы инвестиции, сделанные сегодня по текущим критериям и субъективным решениям, завтра не вылились в потерянные активы и бесполезные обременения отрасли и страны. И если поразмышлять над всеми этими вопросами серьезно, то можно с уверенностью утверждать, что текущая модель рынка или ее незначительные модификации точно не подходят в качестве долгосрочного решения, стратегии развития отрасли даже до 2035 года, поскольку не справляется и с текущими проблемами.
И что взамен? Назад, к неким долгосрочным договорам не очень понятно кого с кем, как предлагают некоторые, где каждый генератор получал бы свой индивидуальный тариф, а взамен бы гарантировал абстрактную «готовность к несению нагрузки»? Но это уже было в том или ином виде в течение многих лет. И результаты мы видим сегодня.
Нет, нужен нормальный, хорошо отстроенный реально конкурентный рынок, устойчивый к внешним шокам и адаптивный к изменениям конъюнктуры, как и в любой другой отрасли экономики.
На рынке электроэнергии – централизованный аукцион на сутки вперед с единой маржинальной ценой, формируемой с учетом сетевых ограничений пока на зональном уровне, внутридневной рынок для коррекции позиций и уменьшения объемов дисбалансов, на балансирующем рынке – настоящий аукцион без ограничений, сконструированный так, чтобы было невыгодно отклоняться в принципе, но особенно недопоставлять и недозаказывать, что приведет на деле, и очень быстро, к инвестициям в маневренные ресурсы безо всяких призывов и бесконечных разговоров об этом.
На рынке мощности – единый аукцион на несколько лет вперед, с конкуренцией всех со всеми, но установлением цен только новыми и модернизируемыми ресурсами. При этом повышенная стоимость капитала для новых проектов должна быть вынесена в отдельные платежи по эталонным критериям нижней (разумной ставки финансирования) и верхней (среднерыночной реальной ставки заимствования) границ, устанавливаемых регулятором – это позволит обеспечить конкуренцию за эффективность и на этом сегменте – между новым и старым, а значит и постепенное обновление генерации.
И, конечно, особенности для ТЭЦ и ВИЭ, а также переформат архитектуры и структуры электросетевых тарифов.
Об этом, как и о том, почему это лучше, эффективнее и реалистичнее в плане развития, чем ЕЗ, почему нет этому пути альтернатив, во всех подробностях в следующий раз.
Comentarios