Конференция Совета рынка в Пятигорске, посвященная «жизни после ДПМ», - без сомнения, главной теме в дискуссии о результатах и судьбах самой известной из реформ в России с начала 21 века, – вопреки ожиданиям наблюдателей и стремлениям ключевых чиновников постепенно «закрывать вопрос», точек над i не расставила. Материалы конференции и прежде всего с развернутое предложение Минэнерго о двухэтапном КОМ, ранее озвученным председателем правления Совета рынка Максимом Быстровым в качестве некоего компромисса по диаметрально противоположным позициям генераторов и крупных потребителей, убеждают нас в том, что в сообществе зреет понимание необходимости кардинальных изменений в отрасли, но не тех, которые ему навязывают регуляторы, выдавая очередные доморощенные нагромождения в конструкции рынка за некое оптимальное решение.

По порядку.

Генераторы в своих ключевых выступлениях Александры Паниной из Интер РАО и Павла Шацкого из ГЭХа (отметим, что это госкомпании, которые ранее инвестировали в новые мощности по ДПМ весьма условно) подтвердили свою приверженность к ДПМ-штрих или ДПМ-2 для модернизации и замещающего нового строительства выбывающих мощностей. Ничего нового в общем и целом они не сказали – лишь обострили некоторые моменты. Например Александра Панина превентивно проанализировала различные варианты изменения КОМ, включая версию с двухэтапным отбором

Рис. 1

Здесь интересны не столько выводы, сколько сам подход к анализу – запросто кривая спроса двигается вправо, увеличивая цену мощности; или изменяется угол наклона, увеличивая минимальный спрос, что означает рост заданной маржи резервов – все это по мнению г-жи Паниной технические вопросы из серии «неважно как голосуют, важно как посчитать». Но это всё её не удовлетворяет – нет фиксации условий по возврату инвестиций и нет обязательств у поставщиков. Что касается первого – да, это риск, как раз именно так и работают реальные рынки, это даже не депозит в известном банке, который, как выяснилось, тоже может рухнуть. А по второму – это просто неправда. Если генератор, пройдя отбор, получает плату за мощность, а потом оказывается не готов на рынке её выдать - во всех моделях рынков мощности предусмотрена жесткая финансовая ответственность. Не надо вводить в заблуждение широкую публику. А узкая - она и так знает.

Интересен и другой слайд на эту тему в презентации Александры Паниной.

Рис. 2

Показана английская модель, правда, без деталей в части конструирования кривых спроса и предложения со всеми её преимуществами подлинного рынка – единой ценой, формируемой из спроса и предложения, локализацией и т.д. И тут же про недостатки: нет программы машиностроения (а в рыночной Англии она что ли есть?), и у нас во многих ЗСП нет конкуренции. Последнее – совершенно верный диагноз нашему рыночному пространству и, по сути, признание того, почему наш КОМ – совсем не рынок мощности. Именно поэтому отборы по ЗСП и прекратили в 2015 году: по большинству ЗСП у нас цены регулировались ФАС. Что нужно было делать? Создавать конкуренцию. С одной стороны, укрупнять ЗСП физически (и это делалось), а с другой – заниматься антимонопольной политикой, в том числе делить компании и/или ограничивать их поведение на рынке. Но у нас предпочли другое – подправить модель отбора и тем самым сделать её рыночно неработоспособной. Здесь же Александра Панина слегка прошлась и по двухступенчатому КОМ, который приверженцам ДПМ, очевидно, не понравился, и также уличила его в отсутствии долгосрочной программы машиностроения, как и в отсутствии конкуренции во многих ЗСП.

Рассказывая о позиции генераторов, нельзя не упомянуть о презентации Юрия Ерошина из Фортума. Это несомненно рыночная компания и потому подходит ко всем вопросам с рыночных позиций, учитывая, правда, при этом объективные реалии, в которых она работает в России. Этим, очевидно, объясняется пассаж в презентации относительно КОМ НГ как основного механизма для строительства новых мощностей, при том, что все остальное по Ерошину должно и уже делается в рамках рутинных операций и существующих доходов генераторов. Здесь уместно вспомнить, что сегодня генераторы отнюдь не испытывают затруднений с положительным денежным потоком – и не будут их испытывать еще 5-7 лет. Понятно, что это ДПМ, и понятно, что с точки зрения владельцев генерации, которые купили эти активы с обременением в виде ДПМ, превратившихся затем из тыкв в кареты, эти золотые монеты сродни тем, из сказки Алексея Толстого, и с ними очень не хочется расставаться и тратить их куда-то еще - например, на модернизацию старых активов. Один раз из тех монет за допэмиссии взошли деревья с золотом на ветвях, так почему бы не повторить эксперимент на соседнем поле? Но Фортум, по сути, говорит: хватит, вернитесь, наконец, в реальность и станьте уже нормальными настоящими хозяевами своих активов. Всех – и хороших и плохих. За что ему отдельное спасибо.

Потребители на конференции тоже были предсказуемы. В презентации Михаила Андронова еще раз были повторены известные положения о том, что такое ДПМ и какой вред он всем нанес. Отметим слайд про результаты ДПМ с точки зрения доступности мощности и загрузки новых блоков.

Рис. 3

Интересен и следующий слайд.

Рис. 4

Строят и без ДПМ и, как говорят, капексы там на 30-40% ниже. Но, конечно, главным хитом на конференции, к которому было приковано всеобщее внимание, была позиция Минэнерго, сегодня по сути единственного нормативного регулятора отрасли. Все остальные – Совет рынка, ФАС, Минэкономразвития хотя и играют некоторую роль в этом процессе, но глубоко вторичную. Хорошо это или плохо - тема отдельного разговора.

Несколько слов о презентации Минэка. Интересным нам показался в ней только первый слайд.

Рис. 5

Здесь четко определены рыночные и нерыночные, по мнению министерства, механизмы. И ДПМ отнесены к нерыночным, не зависящим от спроса. Не очень, правда понятно, почему отборы по компенсации рисков дефицита отнесены к рыночным (при том, что есть и КОМ) и чем они принципиально отличаются от ДПМ – там ведь тоже были «риски дефицита» исходя из представлений РАО ЕЭС и г-на Чубайса лично с его пресловутым крестом, которые потом вылились в итоге в 40 ГВт избытков. Еще менее понятна рыночность в отношении проектов по замещениям выводов из эксплуатации. Вообще-то это решается нормальным рынком в рабочем порядке – если существующая генерация более невыгодна в данном конкретном месте, то она замещается другим ресурсом, который проходит отбор. Все остальное, о чем рассказывает презентация Минэка к рынку относится очень опосредованно, и странно, что чиновники этого не понимают или же просто делают вид, облекая регулируемые инвестиции в псевдорыночные одежды. Это не что иное, как конкурсные механизмы отборов регулируемых проектов с заданными в финансовой модели параметрами доходности, сроками окупаемости и т.д., в которых рыночные риски у участников сведены к минимуму и возложены регуляторами, организующими такие конкурсы, в полном объеме на потребителей. Точно также как и в случае с ДПМ или например, конкурсами ВИЭ за рубежом. Беда здесь часто в том, что регуляторов, которые всё это придумывают и вроде бы должны потом ответить за результаты своей деятельности по завершении таких инвестпроектов, как правило "уж нет, а те далече", в персональном смысле. А те, что есть, разводят руками и рассказывают нам о том, что любые крупные решения всегда компромиссны – так уж получилось.

Но вернемся к главному – концепции, изложенной в презентации Минэнерго. Двухэтапный КОМ. В принципе в мировой практике это не новое явление: например такие аукционы есть в PJM и в ISO -New England. Там они применяются для облегчения входа на рынок для новых, зачастую субсидируемых технологий с целью исключить ценовые искажения на рынке с одной стороны и стимулировать уход старых мощностей с другой. Попробуем разобраться в том, что предлагается у нас - без штампов и предвзятости, исключительно из логики и здравого смысла, помноженных на теорию и мировую практику рыночных моделей механизмов оплаты мощности.

Минэнерго начинает за здравие – перечисляя в первом слайде задачи рынка мощности. Нельзя не согласиться. Главное – балансовая надежность на перспективу, потому что рынок только электроэнергии из-за различных внешних ограничений, а также из-за известной проблемы missing money часто не в состоянии в одиночку обеспечить корректные долгосрочные сигналы для инвесторов в ресурсы, и главное – не в состоянии обеспечить им окупаемость вложений с приемлемым риском. Поэтому и нужен конкурс на поставку мощности (ресурса) для обеспечения баланса расчетного спроса с заданной надежностью на несколько лет вперед. Цена при этом устанавливается свободно в коридоре максимума, соответствующего стоимости маржинального ресурса, и минимума, соответствующего представлениям о том, ниже какой величины ресурс просто не может существовать. Угол наклона кривой спроса прямо связан с заданным диапазоном по надежности. Всё это мы уже неоднократно изучали вместе с вами. Отдельно стоит отметить, что Минэнерго на словах за «равные права» для разной генерации и за состязательность при строительстве и модернизации для всех участников. Вопрос лишь в том, что под этим понимается.

Хвалебные пассажи в адрес ДПМ, несмотря на перечисленные минусы, а также новые требования для их устранения сразу задают тренд и не оставляют сомнений: Минэнерго за аналогичный подход и в дальнейшем – при модернизации и новом строительстве тепловых мощностей. Модель – конкурс проектов по заданным параметрам. Далее рассказывается о каком-то "внедрении механизмов финансирования… в конкурентный рынок", которое обеспечит всяческие бенефиты, среди которых "принятие инвестиционных решений на основе рыночных принципов". О чем это по существу – не ясно, так же как непонятно, о каких конкретно рыночных принципах для инвестиционных решений идет речь. Рыночные принципы, как и конкурентный рынок в целом просты – цена на основе конкурентных заявок, устанавливаемая на основе баланса спроса и предложения с учетом локальных факторов. Любые иные внешние механизмы, будь то конкурсы или еще что-то в этом роде, на основе каким-либо субъективным образом определяемых параметров проектов, искажают эти принципы и работу рынка в целом – это аксиомы.

Посмотрим, что предлагается дальше. Вначале отбирается вся генерация на КОМ «как сейчас»: с ценовыми параметрами, соответствующими потребностям старой генерации по всей ценовой зоне в целом по единой цене для всех отобранных объектов. Новое – цена фиксируется на 1 или 3 года.

О чем это? Об НВВ – то есть о тарифе для генерации, некотором усредненном, как функции от объема поданных заявок с крайними точками минимума и максимума, для обеспечения «потребностей» старой генерации. То есть цена как производная баланса спроса и предложения для обеспечения адекватности ресурсов в системе на несколько лет вперед (для того, чтобы успеть построить, модернизировать или же вывести из работы) к этому отбору отношения не имеет. Просто добавка НВВ для покрытия постоянных затрат, непокрываемых на рынке электроэнергии из-за его некорректной работы (ВСГВО, ТСС, расширенное ценопринимание, отсутствие пиковых цен при дефиците мощности и т.д.). Раздача "всем сестрам по серьгам". Понятно, что чем меньше сестер придет на КОМ – тем больше им достанется серег. И наоборот. Но в любом случае всем, кто пришел. Генераторы, а их у нас немного и становится всё меньше, в этом смысле сами должны определиться "кто тут лишний". Заметим, что опять нет речи о локализации заявок по ЗСП – потому что в этом случае мы получили бы превышение индекса HHI во многих ЗСП и прайс кэпы от ФАС (хотя с точки зрения добавок к НВВ это было бы более логичным и точным – менее усредненным).

Зачем фиксация цены на один и на три года? Чтобы создать некие разные цены у разных генераторов, и таким образом стимулировать заключение свободных договоров. То есть если у данного генератора в прошлом отборе цена была ниже, чем цена КОМ в текущем году, и он зафиксировал цену на три года, то его отберут на СДМ. Кто отберет? Ну понятно кто - либо свой ГП, либо квалифицированный потребитель. СДМы, как известно, востребованы для этих целей и сейчас. Остальные, в отсутствие конкурентного розничного рынка играть не смогут и заплатят больше. А если наоборот, цена в текущем году упадет? То тогда этот генератор будет никому не нужен, кроме Северного Кавказа. Но все равно возникает «движуха», хайп, игра. Её смысл пока не очень ясен с точки зрения рыночных факторов: какие риски и кто хеджирует, но это на первом этапе и неважно. Мы же про это давно говорили, обещали, в том числе в рамках либерализации розницы – сделали. Сказано - сделано, а зачем - вопрос второй.

Смысл фиксации цен на 1 и 3 года становится еще более понятным на следующих слайдах – речь о том, что если генерация заявляется на модернизацию, то она уже не может участвовать в этой игре на рынке СДМ, и у нее есть только один выбор – или пройти второй этап или уходить рынка мощности вообще. Но пройти второй этап – по сути конкурс с заявками на понижение цены – может только та генерация, которая реально востребована в данном месте энергосистемы с учетом того, что этот этап организован по ЗСП. Кроме того, есть еще и квоты на модернизацию, определяемые Минэнерго.

Рис. 6

Если генератор не проходит второй этап, он обречен на вывод. Если проходит, но не вошел в квоту на территории, возвращается на первый этап и может пробовать еще в последующие годы. Второй этап проводится только на дефицитных территориях, которых, по мнению авторов презентации, будет много (нам так не кажется, если, конечно, не будут искусственно занижаться цены первого этапа, что вполне возможно). Кроме того, есть еще несколько достаточно разумных, на наш взгляд, ограничений и предпочтений.

Рис. 7

Предлагается также изменить принципы распределения обязательств по покупке мощности среди потребителей. Здесь, как нам представляется, больше плюсов, чем минусов. Минусы очевидны – более сложное администрирование оплаты мощности: нужны детерминированные заявки от потребителей на следующий год (составление которых для тех же сбытов будет непростой задачей), их обработка и контроль выполнения, но с точки зрения зависимости оплаты от осознанного спроса – это несомненно более предпочтительный вариант по сравнению с сегодняшним, при котором «увернуться» потребителю от назначенного платежа за мощность очень сложно. Правда, как в итоге будет балансироваться расчетный объем мощности, подлежащий в любом случае покупке в данном году и по данным ценам, определенных по результатам долгосрочных (на несколько лет) аукционов с объемными заявками потребителей за год до поставки, не очень ясно. Очевидно, что через величину штрафов, которые в любом случае у нас, при отсутствии конкуренции на рознице, будут транслированы на массовых потребителей. Задача выполнимая, но сложно администрируемая и не очень понятная в смысле конечных эффектов. С другой стороны, а на что у нас тогда АТС и Совет рынка? Будет чем заняться.

Есть еще несколько нюансов с точки зрения возможностей закрытия обязательств по мощности через СДМ, но они вторичны.

Что в сухом остатке? С одной стороны масштабную программу реновации тепловой генерации ДПМ-штрих или ДПМ-2 с сохранением денежного потока ДПМ-1, на запуске которой настаивали генераторы, Минэнерго не поддерживает. Но вот принципы ДПМ, лежащие в основе модернизации и нового строительства, также как и две цены для старой и новой(модернизируемой) генерации на рынке мощности, остаются. В результате нововведений, если они будут приняты в таком виде, именно Минэнерго получает полный контроль над всем процессом – с одной стороны оно по факту определяет стоимость мощности для старой генерации, и таким образом контролирует её «живучесть», а с другой – определяет где, как, в каком объеме и по каким ценам будет модернизироваться или строиться новая генерация. В том числе какая. Ну что ж, well done. Всё под ручным контролем. Но вот какое отношение это всё имеет к конкурентному рынку мощности? Ко всем этим инструментам реагирования и управления спросом, интернету энергии и блокчейну, ЭнерджиНет и цифровизации, если доля фиксированного, "назначенного" платежа в стоимости электроэнергии, составляющая сегодня до 50% будет продолжать расти и при этом еще и регулироваться вручную "по усмотрению"? По существу такое решение закрывает дверь на следующие 20 лет для альтернативных сценариев развития отрасли, о которых много пишут и говорят на различных форумах, и это нужно ясно себе представлять.

Очевидно, что модернизация тепловой генерации в сегодняшнем контексте – это прежде всего продление её ресурса там, где иначе, в случае её вывода, возникнет локальный дефицит. Любая иная модернизация или замещение новыми мощностями – для повышения эффективности (снижения УРУТ, повышения КПД и т.д.) в условиях низких цен на газ не приносит должного эффекта, что показал опыт программы ДПМ-1. С учетом квот это означает, что модернизация или новое строительство будут происходить только там, где у генераторов не будет выбора – или закрывать станции и блоки, или выходить на модернизацию с не очень ясным результатом по финальным условиям, сильно зависящим от решений чиновников. Потребители в основном от этого процесса выбора будут отстранены, как впрочем и всегда, но им придется планировать свое потребление мощности, по крайней мере на год вперед. Плюс игра на рынке СДМ со старой генерацией, хеджирующая не очень понятные пока риски. Система сложная, мягко говоря. Нерыночная и по первому и по второму этапу. Не терпящая конкуренции. Но позволяющая особо ничего не менять на рынке в целом – на РСВ, в резервах, на рознице. И все в руках Минэнерго, которое, если такая модель будет в итоге реализована, станет практически единоличным ручным регулятором отрасли на годы вперед.

Ключевое слово – ручным.