Энергия под контролем

Энергия под контролем

Текст: Александр Алексеев
Фото: Сергей Сапоцкий, ТАСС, РИА «НОВОСТИ», LEGION-MEDIA
Инфографика: Рамблер Инфографика / Татьяна Удалова

Энергетический рынок в России сложен и создает риски значительного роста затрат для нефтеперерабатывающих предприятий. Контролировать и минимизировать эти риски позволяет применение сложных инструментов прогнозирования

Реформа длиной в десятилетие

Российский рынок электроэнергии реформируется на протяжении последних 10 лет, и процесс этот до сих пор не завершен, решения не приняты по многим проблемным вопросам. В частности, это касается необходимости вывода из эксплуатации избыточных неэффективных генерирующих мощностей, которые присутствуют на рынке и увеличивают затраты на энергоснабжение потребителей. С другой стороны, есть районы страны, в которых существует дефицит мощности. Также не решена проблема высокого износа и неэффективности сетевого комплекса. Свои сложности в отношения на рынке регулярно вносит и появление новых нормативных документов.

Впрочем, реформа все-таки дает свои плоды. С 2010 года в России функционирует либерализованный оптовый рынок электроэнергии. На уровне федерального законодательства прописано разделение видов деятельности по производству, передаче, распределению и сбыту. В результате на рынке действуют крупные и мелкие объекты генерации, сетевые компании, а также гарантирующие поставщики, ответственные за снабжение электроэнергией потребителей в своем регионе и организацию взаимодействия между потребителями, генерирующими объектами малой мощности и сетями.

Структура конечной цены за электроэнергию

«Нефтеперерабатывающие заводы — крупные потребители, ранее приобретавшие электроэнергию на розничном рынке у гарантирующих поставщиков, — рассказал руководитель направления департамента энергетики „Газпром нефти“ Игорь Савинов. — Постепенно НПЗ были выведены на оптовый рынок. Это позволило обходиться без посредников и исключить оплату сбытовой надбавки, которая составляет до 10–15 копеек за кВт·ч в наших регионах присутствия».

В настоящее время работу на оптовом рынке НПЗ «Газпром нефти» обеспечивает корпоративная сбытовая компания «Газпрома» «Межрегионэнергосбыт », чье агентское вознаграждение в десятки раз меньше, чем у гарантирующих поставщиков, а среднегодовой эффект от работы составляет сотни миллионов рублей.

Цена неэффективности

Деятельность оптового рынка обеспечивает ряд инфраструктурных организаций. При этом цена электроэнергии определяется администратором торговой системы (АТС) для каждого часа на сутки вперед исходя из заявок производителей и потребителей (рынок на сутки вперед — РСВ). Эта цена обеспечивает возмещение поставщикам их переменных издержек, а постоянные издержки возмещаются за счет платежей за мощность, то есть готовность поставщиков произвести определенный объем электроэнергии. Торги по мощности (конкурентный отбор мощности — КОМ) проводятся ежегодно и устанавливают цену на следующий год. Однако КОМ не решает проблему замещения старых объектов новыми. Для возврата инвестиций в новые объекты, которые должны быть построены по решению правительства РФ, был создан механизм договоров поставки мощности (ДПМ).

Несмотря на то что спрос на электроэнергию снижается, объем предложения остается на прежнем уровне, и это приводит к росту цены: старые неэффективные ТЭЦ, которые не прошли конкурентный отбор, продолжают работать, так как они задействованы в теплоснабжении тех или иных муниципальных образований и заменить их нечем. В результате средства, требуемые на поддержание их работы, ровным слоем «размазываются» по тарифному «пирогу» и распределяются по всем потребителям.

Структура конечной цены за теплоэнергию

В рамках рынка электроэнергии таким станциям дают статус генераторов, работающих в вынужденном режиме (ВР). Они получают плату не по результатам торгов, а по тарифам, которые устанавливает Федеральная служба по тарифам (ФСТ) и которые значительно превосходят рыночные. Ситуацию с лишними ТЭЦ отлично иллюстрирует статистика: объем мощностей, не прошедших конкурентный отбор на 2015 год, составил 15,4 ГВт. При этом порядка 13 ГВт признаны работающими в вынужденном режиме. Объем ввода новых объектов в 2014 году составил 7,69 ГВт с учетом модернизации, а вывода — всего 1,76 ГВт на фоне снижения спроса (по прогнозу системного оператора) на 5,2 МВт.

Потребление энергоресурсов в 2015 - 2017 годах

В результате ошибок в прогнозировании развития потребления, несоответствия центров генерации и центров нагрузок генерирующие мощности в энергосистеме России составляют более 230 ГВт, а потребление — менее 150 ГВт. Недостаточные локальные связи между различными частями энергосистемы заставляют сохранять избыточные объемы резервов. Все это, конечно, повышает надежность системы, создавая гарантию от непредвиденного дефицита мощности, однако делает ее более затратной, за что, как всегда, платит потребитель. Оплата вынужденной генерации и излишнего объема резерва, который поддерживает системный оператор, повышает тариф на 15–30%.

В итоге цена электроэнергии для потребителя формируется следующим образом. Тариф состоит из «генерирующей» и «сетевой» части в соотношении примерно 50:50 (при этом доля сетевого тарифа для крупных предприятий может доходить до 60%). Кроме этого, в итоговую сумму входит сбытовая надбавка поставщика, которая составляет до 1% тарифа. Доля генерации, в свою очередь, делится на оплату электроэнергии (около 60%) и оплату мощности (около 40%).

Дорога к предельным ценам

Отрасль теплоэнергетики имеет очень высокие издержки и высокие тарифы, обусловленные неэффективной передачей и распределением тепловой энергии. При этом нарастает износ мощностей, и сегодня он уже превышает 60%. Недоинвестирование в модернизацию в перспективе может привести к массовым авариям и отключениям. Реформы на этом рынке еще впереди, и сегодня он гораздо более зарегулирован, чем электроэнергетический. Подача теплоносителя от производителя к потребителю возможна лишь на ограниченной территории, поэтому либерализовать этот рынок гораздо сложнее.

Полные удельные затраты на производство продукции

Тарифы на тепло устанавливаются региональными энергетическими комиссиями (РЭК) в пределах, установленных ФСТ. Потребитель получает сумму трех тарифов: источника, магистральной сети и распределительной сети. Сейчас эта цена непредсказуема, так как формируется в результате практически непрозрачной борьбы трех субъектов — производства, транспортировки и распределения — за максимизацию своей доли в тарифе. РЭКи занимаются лишь тем, что ограничивают итоговый тариф, никак не контролируя развитие участников рынка. Крупным потребителям выстроить долгосрочную энергетическую стратегию при ежегодном пересмотре тарифов практически невозможно. Кроме того, при расширении производства возникают сложности, связанные с возможной нехваткой теплоэнергетических мощностей: в отличие от рынка электроэнергии резервы на этом рынке ограничены.

Идея реформы, которая была представлена в 2014 году, состоит в переходе от цен, устанавливаемых РЭКами, фиксированных для каждой категории потребителей, к предельным ценам. Далее субъекты будут иметь возможность заключать договоры по тем ценам, к которым придут в результате переговоров. Факторами для повышения или снижения цены станут заявленные объемы потребления, объемы выработки самого поставщика, необходимые инвестиции на обновление генерации. Это должно привести к востребованности долгосрочных контрактов, а значит, и лучшей прогнозируемости затрат.

Владимир Андреев,
начальник департамента энергетики блока логистики,
переработки и сбыта «Газпром нефти»

Либерализация рынка тепловой энергии, которая началась в 2015 году и должна завершиться в течение ближайших трех лет, приведет к снятию всех существующих ограничений на формирование цен. Уже сегодня потребитель имеет возможность настаивать на снижении цены покупки тепловой энергии, однако поставщик, естественно, заинтересован в обратном — в повышении цены продажи. В отсутствие внешнего арбитра, в качестве которого выступало государство, и при недопустимости прекращения теплоснабжения на первый план выходит наличие у предприятия четкой переговорной позиции, для формирования которой необходимо провести большую работу. В частности, нужно актуализировать потребность предприятий в тепловой энергии с учетом различных сценариев их развития, оценить потенциал по самостоятельному энергоснабжению технологических установок, то есть рассчитать стоимость «альтернативной котельной», оценить реальные затраты нынешнего поставщика тепла и его выгоды от сохранения потребителя и возможного увеличения объемов сбыта.

Предварительная проработка долгосрочных договоров по теплу уже начата, в ближайшее время планируется согласовать с поставщиками возможные объемы потребления тепловой энергии с учетом обеспечения новых технологических объектов и перейти к обсуждению возможности и условий заключения долгосрочного договора. Учитывая взаимную заинтересованность, полагаю, что нам удастся прийти к взаимовыгодному решению: НПЗ — получить конкурентные и предсказуемые цены на тепло в долгосрочной перспективе, а поставщикам — сохранить рынок сбыта тепловой энергии.

Предполагается, что предельный тариф будет устанавливаться исходя из стоимости альтернативного источника теплоснабжения («альткотельной »), который возможно построить на данной территории. Идея возникла в связи с тем, что наиболее крупные и платежеспособные потребители стали покидать рынок, создавая собственные источники. Этот процесс в теплоэнергетике получил емкое название «котельнизация страны». Новый подход позволит уйти от затратного метода формирования тарифов, который не дает реальных возможностей для развития и жестко ограничивает прибыль генераторов тепловой энергии. В то же время новая методика формирования тарифа будет устранять экономические стимулы для крупных предприятий к уходу из систем централизованного теплоснабжения.

Цена пара

Для крупных предприятий, какими являются НПЗ, на рынке теплоснабжения в первую очередь актуальна ситуация с промышленным паром. Как правило, речь идет о прямых поставках пара от коллекторов источника небольшому числу промышленных потребителей. Договор также заключается напрямую с источником. В 2015 году рынок пара частично либерализован. Тариф теперь можно устанавливать по соглашению сторон в пределах тарифа, установленного регулятором. С 2018 года любые ограничения снимаются и рынок становится полностью свободным. Все это должно позволить потребителям оптимизировать закупки пара.

Источники, как правило, занимают монопольное положение на рынке, однако воспользоваться им непросто из-за зависимости от потребителей, число которых также ограничено. Чрезмерные аппетиты поставщика могут вынудить крупного потребителя создать собственные мощности по производству тепловой энергии и, как результат, вывести за черту положительной рентабельности производителя энергии. НПЗ могут вести переговоры с поставщиками пара исходя из оценки потенциальной эффективности создания собственных генерирующих мощностей, а значит, гораздо лучше контролировать ситуацию, чем в случае с тарифами, которые устанавливает регулятор. Возникает возможность для заключения договора, цена поставки пара в котором будет определяться по принципам, понятным обеим сторонам, другими словами — достигается прозрачность ценообразования.

Изменение цены на основании достигнутых соглашений, а не в результате внешнего воздействия снимет риски непредсказуемого роста цены и позволит лучше планировать собственные затраты и распределять финансовые ресурсы. Прозрачность достигнутых договоренностей и гибкость, основанные на четкой и понятной переговорной позиции, — именно то, чего не хватает в настоящий момент в отношениях между поставщиком и потребителем тепла. Кроме того, при либерализации рынка в договоре можно будет предусмотреть «формулу цены», действующую в течение долгосрочного периода, что даст возможность потребителю выстроить четкую стратегию надежного теплоснабжения и долгосрочного планирования развития энергосистемы предприятия.

Эффективность по модели

Для планирования текущих затрат, а также при принятии долгосрочных решений об инвестициях в новые объекты возникает необходимость спрогнозировать, сколько денег будет потрачено на покупку электроэнергии и тепла. Задача эта довольно сложная, так как содержит массу составляющих, каждая из которых меняется по своим принципам. Изменение одних предсказать достаточно легко, другие плохо поддаются прогнозированию. В то же время официальные прогнозы Минэкономразвития — слишком усредненные и абстрактные, поэтому эффективно применять их в отношении конкретных объектов нефтепереработки, действующих в определенных регионах, невозможно.

В результате в департаменте энергетики «Газпром нефти» пришли к идее создания собственных инструментов прогнозирования. В качестве базы для формирования прогноза была выбрана имитационно-факторная модель. Как отмечает Игорь Савинов, использование подобной модели дает возможность сформировать семейство прогнозов исходя из набора сценарных условий и при необходимости оперативно корректировать отдельные составляющие получаемого прогноза.

По словам специалистов департамента энергетики, сложнее всего прогнозировать решения регулятора, что особенно актуально для тарифов на тепловую энергию. Непросто предсказать и величину инвестиционных программ сетей, ГЭС и АЭС, также в конечном итоге отражающихся на тарифах на электроэнергию. Что касается «чистой» цены на электроэнергию, продаваемой на РСВ, то она прогнозируется достаточно точно, так как рынок функционирует по определенным, уже устоявшимся правилам, а эффективность и издержки каждой станции известны. Прогнозная модель позволяет имитировать поведение всех участников торгов. На 4–5 лет делается почасовая имитация. На 15 лет — укрупненная.

Конкурентный отбор мощности — это также биржевое ценообразование. Зная объем спроса и объем имеющейся мощности, можно подсчитать, какой объем мощности не будет отобран. «Мы можем предположить, какие станции не будут отобраны через механизм КОМ и будут пытаться получить вынужденный режим. Зная затраты станций, можно смоделировать цены», — пояснил Игорь Савинов.

Прогноз тарифов на тепловую энергию выполняется с учетом как действующей модели регулирования рынка, так и в варианте его полной либерализации. В будущем это позволит определять прогнозную стоимость тепловой энергии от существующих поставщиков и стоимость альтернативных вариантов теплоснабжения заводов с горизонтом 5–10 лет.

«Прогнозная модель дает возможность в долгосрочном периоде оптимизировать наше энергоснабжение, контролировать долю энергозатрат в операционных затратах наших заводов. Мы сможем предвидеть, что будет происходить на рынке, и вырабатывать соответствующие корректирующие действия», — отметил начальник управления тарифной политики и контроля энергозатрат «Газпром нефти» Сергей Андрейчик.

Сейчас модель внедряется и проходит апробацию, актуализируется в соответствии с текущими условиями и макроэкономическими показателями. Затем она будет встроена в систему управления рисками и принятия управленческих решений в компании. По словам Сергея Андрейчика, такая модель прогнозирования позволит получить конкурентное преимущество перед другими предприятиями нефтепереработки в части оптимизации энергозатрат.