C 1 января 2025 года на территории Дальнего Востока должны начаться процессы, которые постепенно приведут к реализации электроэнергии не по тарифам, а по рыночным ценам. О том, как это отразится на энергорынке макрорегиона, журналу «Бюджет» рассказал Андрей Михайлович Катаев, директор по энергетическим рынкам и внешним связям Системного оператора Единой энергетической системы.
— Андрей Михайлович, что собой представляет Системный оператор ЕЭС и как он управляет режимом работы российской энергосистемы?
— Системный оператор Единой энергетической системы — это специализированная организация, которая осуществляет оперативно-диспетчерское управление энергосистемой страны. В российской электроэнергетике к функциям Системного оператора также относятся планирование перспективного развития энергосистем, обеспечение функционирования технологической инфраструктуры оптового рынка электроэнергии и мощности, а также координация параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран.
С 1 января в нашу зону ответственности вошли технологически изолированные территориальные энергосистемы — Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края, Чукотского автономного округа на Дальнем Востоке и Норильско-Таймырская энергосистема — в Красноярском крае. Сейчас порядка 99,5 процента потребления электроэнергии в стране находится под единым диспетчерским управлением. Дальний Восток имеет свою особенность: с момента создания Системного оператора он всегда находился в зоне централизованного диспетчерского управления, но его энергосистема не имеет технической возможности длительно работать в синхронном режиме с ЕЭС России. Планируется, что в 2028–2029 годах будут введены в работу новые линии электропередачи, которые позволят перейти на постоянную параллельную работу энергосистем Дальнего Востока и Сибири. Тогда можно будет сказать, что в стране от запада до востока создано действительно единое энергетическое пространство.
— Как сейчас выстроен энергорынок — процессы купли-продажи электроэнергии, ценообразования?
— В конечной цене потребителя есть две основные составляющие — плата генерирующим компаниям за производство электроэнергии и плата сетевым компаниям за ее передачу. Передача электроэнергии является естественно-монопольным видом деятельности, плата за нее определяется государством и устанавливается в рамках тарифного регулирования. В генерации ситуация иная. В абсолютном большинстве случаев возможно перераспределение загрузки между электростанциями, и, соответственно, здесь могут работать механизмы конкуренции. В стране действуют десятки генерирующих компаний. Среди них есть крупные, с установленной мощностью станций в многие гигаватты, такие как концерн «Росэнергоатом» или ПАО «РусГидро», а есть и те, у кого в собственности всего пара небольших электростанций с мощностью несколько десятков мегаватт.
#491485_300_d#
Оптовый рынок электроэнергии разделен на ценовые и неценовые зоны. В ценовых зонах цена на электроэнергию формируется для каждого часа для каждого из более чем 10 тысяч узлов расчетной модели. Цена в каждом узле определяется ценовыми заявками поставщиков и величиной потерь в сети. В рынке на сутки вперед (РСВ) ежедневно, а на балансирующем рынке ежечасно проводится оптимизационный расчет — как распределить выработку между генераторами таким образом, чтобы обеспечить максимальную эффективность производства электроэнергии (исходя из ее стоимости производства на каждой из электростанций и с учетом потерь в сети для доставки этой электроэнергии потребителю). Эта задача решается в рамках рынка, и порядка 60 процентов от совокупного платежа потребителей на оптовом рынке составляет именно плата за электроэнергию. По сути, рынок электроэнергии — это рынок завтрашнего дня, большая часть объемов проходит через РСВ. Именно здесь формируются актуальные цены исходя из текущей ситуации, баланса спроса и предложения на каждый час следующих суток.
Но для энергосистемы важно, чтобы генерирующее оборудование было готово к работе в любой момент, когда это потребуется энергосистеме. Эту задачу решает рынок мощности. На рынке мощности генерирующие компании получают плату за обеспечение готовности электростанций к работе. Доля этого платежа достаточно высока (порядка 40 процентов), а значит, у энергокомпаний есть прямой экономический стимул поддерживать надлежащее техническое состояние оборудования вне зависимости от того, востребовано оно в данный момент или нет.
Рынок мощности — это механизм, обеспечивающий долгосрочную надежность. Обязательства в нем принимаются на многие годы вперед, вся действующая в ценовых зонах генерация уже законтрактована как минимум до конца 2026 года. Важно, что это договоры именно на поставку мощности, на обеспечение готовности к работе. Будет загружен конкретный генератор в конкретный день и час через десять лет или нет — ответ будет дан накануне операционного дня исходя из актуального запроса потребителей. Это принципиально отличает данную модель от традиционного механизма Take-or-Pay (бери или плати), когда система гарантирует выкуп электроэнергии у поставщика.
#491552_300_d#
— Вы говорили, что все контракты по новым объектам генерации уже заключены на 15–20 лет вперед. Появление каких-то новых объектов или новых игроков на рынке маловероятно?
— С точностью до наоборот: нам сейчас нужны новые объекты генерации и при этом нет никаких ограничений на участие в конкурсных процедурах новых энергокомпаний. Так, планируется проведение конкурентных отборов новой генерации в ОЭС Сибири и ОЭС Юга с датой начала поставки мощности в 2029 году. Победитель конкурса будет обязан заключить контракт на 20 лет и в течение всего срока действия контракта будет получать плату за мощность. Конечно, при условии выполнения своих обязательств — обеспечения готовности оборудования к работе. В периоды, когда энергоблок находится в аварийном или неплановом ремонте, в действующей модели рынка его мощность не оплачивается.
Также в этом году пройдет конкурентный отбор мощности (КОМ) для старой генерации на 2027 год. Здесь мы действительно не ожидаем появления новых игроков или объектов: модель КОМ построена так, что позволяет генераторам компенсировать только текущие затраты на содержание генерации и совсем незначительные инвестиции — на небольшую модернизацию. Но формальных ограничений нет, так что любой собственник может подать заявку, построить объект генерации и начать получать плату за мощность начиная с 1 января 2027 года.
— Давайте поговорим о ценовых зонах. Сколько ценовых зон в стране? Чем они друг от друга отличаются?
— На данный момент в России существуют две ценовые зоны. К первой относится вся европейская часть страны, включая Урал (за исключением Калининградской области). Вторая ценовая зона — это Объединенная энергосистема Сибири. Ценовые зоны имеют разную структуру парка генерирующего оборудования и, соответственно, очень разное соотношение стоимости электроэнергии и мощности. Кроме этого, сейчас территории Калининградской области, Архангельской области, Республики Коми и Дальнего Востока отнесены к неценовым зонам оптового рынка. В настоящее время разработан законопроект, наделяющий Правительство РФ полномочиями по изменению ценовых зон. Планируется, что в случае его принятия Архангельская энергосистема и энергосистема Республики Коми войдут в первую ценовую зону, а энергосистема Дальнего Востока — во вторую. Само понятие «неценовая зона» продолжит действовать в отношении энергосистемы Калининградской области.
В неценовых зонах действует абсолютное большинство правил, регламентов, требований к участникам оптового рынка. Единственным и главным отличием от ценовых зон является то, что цены на электроэнергию для потребителей, покупателей и поставщиков определяются не по результатам конкурентных отборов, а по тарифам. Планируется, что объединение ценовых зон произойдет с 1 января 2025 года, и тогда же на Дальнем Востоке начнется фактический процесс запуска конкурентного рынка. Для нас основной эффект от включения в ценовую зону — возможность решения вопросов развития, то есть механизмов привлечения инвестиций.
#491521_300_d#
— Что собой представляет энергосистема Дальнего Востока на данный момент? Насколько на рынке востребованы возобновляемые источники энергии?
— Дальний Восток — интенсивно развивающийся регион. Прирост спроса на потребление электроэнергии, согласно последним отчетам за последний год, составляет порядка четырех процентов в год. Это существенно выше средних российских темпов прироста потребления. Основным драйвером развития энергосистемы Дальнего Востока является промышленность. Если недавно не было и речи о каком-то дефиците электроэнергии в макрорегионе, то сейчас мы понимаем, что в ближайшее время потребуется строительство новых электростанций, причем достаточно масштабное — необходимо не менее 1400 МВт новой генерации.
То, что Дальний Восток пока остается неценовой зоной, не позволяет использовать стандартные механизмы привлечения инвестиций в новую мощность. К слову, это основная причина отсутствия на Дальнем Востоке промышленных солнечных и ветряных электростанций. Хотя здесь достаточно хороший уровень инсоляции для СЭС и ветровые условия для строительства ВЭС. В ценовых зонах коммерческий оператор ежегодно проводит конкурентные отборы поставки мощности ВИЭ, и с момента объединения инвесторы получат возможность реализации проектов на территории Дальнего Востока. Пока такой возможности с точки зрения законодательства нет, но ВИЭ-генерирующие компании активно готовятся к запуску рынка на Дальнем Востоке.
Кроме того, в ценовых зонах очень просто решается вопрос изменения места расположения объекта ВИЭ, заявленного при проведении отбора. Если нет технологических ограничений на выдачу мощности из нового энергорайона, то инвестор, по сути, может это сделать в уведомительном порядке. Перенести же строительство в неценовую зону сейчас невозможно. Если бы такой механизм был, думаю, мы бы уже увидели решения о перемещении некоторых объектов по ранее проведенным отборам — например, из Забайкалья в район Хабаровского края.
— Что более перспективно на Дальнем Востоке — ВИЭ или традиционные способы производства энергии?
— ВИЭ, если мы говорим о солнечных и ветровых электростанциях, не могут обеспечить работу энергосистемы. Ни на Востоке, ни где бы то ни было еще — по крайней мере, при текущем уровне технологий накопления энергии. Даже если себестоимость электроэнергии ВИЭ станет ниже, чем традиционных электростанций, мы не должны забывать про мощность. После захода солнца жизнь не прекращается. Электроэнергия продолжает потребляться, даже если неделю подряд стоит полный штиль. Поэтому работоспособная энергосистема — это комплекс электростанций, который сможет обеспечить потребителей электроэнергией и зимой, и летом, и днем, и ночью, а значит, ВИЭ смогут существовать в энергосистеме только вместе с традиционной генерацией.
— Еще полгода назад говорилось о том, что вторая ценовая зона запустится с 1 июля 2024 года. Сейчас сроки передвинулись. Можно уверенно говорить, что механизм заработает с 2025 года?
— Это важное решение на государственном уровне. Есть полное понимание, что Дальний Восток интенсивно развивается и уже сейчас нужны решения по развитию электроэнергетического комплекса, чтобы энергетика не стала тормозом развития экономики. Распространение правил ценовых зон на территорию Дальнего Востока позволяет с помощью понятных и формализованных процедур реализовывать инвестиционные проекты по созданию новой генерации. Но также понятны и опасения — не приведет ли изменение правил на рынке электроэнергии к резкому росту цен? До недавнего времени такие опасения оставались, но сейчас они, как мне кажется, сняты. Соответствующий законопроект внесен правительством на рассмотрение Государственной думы[1]. После его принятия должны быть внесены изменения и в правила оптового рынка. Если все пойдет, как планируется, с 1 января 2025 года на Дальнем Востоке начнется фактический переход к конкурентному рынку электроэнергии и мощности.
Подготовила М. С. Михайлова
[1] Законопроект № 653385-8 «О внесении изменений в Федеральный закон „Об электроэнергетике“ (о распространении механизмов конкурентного рыночного ценообразования на электрическую энергию и мощность на территориях неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности)».
