— Реформу отношений в электроэнергетическом секторе запустила государственная организация РАО «ЕЭС России» во главе с хорошо известным политическим, хозяйственным и экономическим деятелем Анатолием Чубайсом. До этого существовали крупные энергокомпании, включающие в себя генерацию, сбыт и распределение электроэнергии, так называемые АО-энерго, которые, как правило, делились по региональному принципу (Ленэнерго, Кубаньэнерго, Хакасэнерго и т.д.). Кроме этого в состав РАО «ЕЭС России» входили диспетчерские управления энергетики (Системный оператор) и крупные сетевые компании, контролировавшие магистральные электрические сети высокого напряжения. Соответственно существовала определенная монополия. Стоимость электроэнергии для потребителей устанавливалась Федеральной службой по тарифам.
Основная цель реформы была направлена на снижение стоимости электроэнергии за счет разделения электроэнергетического сегмента по направлениям деятельности, а также исключения вертикальной интеграции. Был запущен рыночный механизм, который определял цену покупки/продажи под воздействием спроса и предложения, посредством проведения торговых сессий. Таким образом генерирующие, энергосбытовые компании и крупные потребители стали участниками зарождающегося рынка.
Полностью регулируемыми остались деятельность по распределению электроэнергии (сетевые организации) и диспетчерское управление в электроэнергетике. При этом, как и во всех подобных направлениях, контроль со стороны антимонопольных органов усилился.
За 20 лет рынок эволюционировал и функционирует по настоящее время, постоянно совершенствуясь.
— Конечно, рост потребления в начале двухтысячных по прогнозам должен был превзойти возможности генерации и привести к дефициту. Поэтому РАО «ЕЭС России» стало на законодательном уровне создавать условия для модернизации существующих мощностей с гарантированным возвратом капитальных вложений.
Соответственно был запущен еще один рыночный механизм, направленный на недопущение дефицита электроэнергии. Частные компании, которым переходили генерирующие активы, начали инвестирование в строительство новых (модернизацию имеющихся) генерирующих мощностей в тех районах, где прогнозировался дефицит электроэнергии. Правительством РФ был определен перечень указанных генерирующих мощностей, а программа получила название ДПМ. Таким образом возможность возникновения дефицита электроэнергии в стране была предотвращена.
— На законодательном уровне оптовый рынок в Сибири (Вторая ценовая зона) развивался как рынок в Европейской части России и Урала (Первая ценовая зона). Главное отличие заключается в ценообразовании: структура генерации в Сибири имеет высокую долю гидроэлектростанций, для которой характерна низкая себестоимость. Относительно близкое расположение тепловых станций Сибири к угледобывающим предприятиям также обуславливает более низкую цену производимой электроэнергии по сравнению с генерирующими объектами первой ценовой зоны, которые используют в качестве основного топлива природный газ и находятся в основном на отдаленном расстоянии от газодобывающих предприятий.
— Отправными точками можно назвать ноябрь 2003-го и май 2005-го, когда в Первой и Второй ценовых зонах порядка 15% производимой электроэнергии стали реализовываться на свободном рынке. В основу был заложен принцип маржинального ценообразования, т.е. все поставщики продавали, а покупатели приобретали электроэнергию по равновесной цене, сложившейся в ходе торговой сессии. Эти сессии проводились на каждый час за сутки до фактической поставки (производства) электроэнергии. Таким образом формировался план продажи/покупки электроэнергии. Отклонения от этого плана были чреваты применением неэффективных ставок.
Также на формирующемся рынке имелась возможность заключения прямых свободных двусторонних договоров. Однако механизм реализации этой возможности в большей степени напоминал финансовый инструмент, нежели фактическую поставку. Из-за того, что заключение такого рода договора, как правило, было выгодно только одной из сторон, отношение к нему было прохладным.
Но все это была только репетиция запуска основного рынка электроэнергии. Полноценно новая модель заработала 1 сентября 2006 года.
— К этому моменту были выделены несколько секторов работы оптового рынка электроэнергии:
Регулируемые договоры, по которым электроэнергия реализовывается по регулируемым тарифам. Объем электроэнергии, продаваемый в этом секторе, сокращался, начиная с момента образования до 1 января 2011 года. Позже электроэнергия по регулируемым договорам поставлялась только потребителям категории «население» и приравненных к ней.
Свободные двусторонние договоры аналогичны тому механизму, который действовал до запуска новой модели рынка.
Рынок на сутки вперед — свободный сектор, на котором цена электроэнергии формируется под воздействием спроса и предложения. По результатам торгов формируется равновесная цена и график поставки электроэнергии. В этом секторе реализуются наибольшие объемы электроэнергии (более 70%).
Балансирующий рынок — сектор, в котором происходит покупка/продажа отклонений от графика поставки определенного на рынке на сутки вперед.
В процессе развития рынка электроэнергии можно выделить еще одну веху — введение процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования и начало расчета режима работы энергосистемы на объединенной модели, включающей одновременно Первую и Вторую ценовые зоны. Обе процедуры были введены в 2014 году.
— Электрическая мощность — это товар, обеспечивающий потребителям гарантию того, что генерирующее оборудование поставщиков будет в определенный период времени готовым к выработке электроэнергии.
Так же как и при реализации электроэнергии, электрическая мощность реализовывалась, начиная с сентября 2006 года по регулируемым договорам с постепенным уменьшением объема.
В середине 2008 года был сделан первый шаг к развитию рынка электрической мощности. Был проведен первый конкурентный отбор. Такие отборы стали проводиться ежегодно в год, предшествующий поставки мощности на следующий год. Конечно, поначалу конкурентными их назвать было сложно — объемы мощности продавались часто по регулируемому тарифу.
С 2015 года конкурентный отбор мощности немного трансформировался и приобрел название долгосрочный — с горизонтом поставки на 4 года вперед, а с 2019 года — на 6 лет вперед (правда, вследствие долгого согласования нормативных процедур по факту эти КОМ проводились с горизонтом на 5 лет вперед).
Ну, и последняя основная веха на текущий момент — 2019 год. В этом году впервые был запущен конкурентный отбор проектов модернизации тепловых электростанций, получивший название ДПМ-2. Поставка мощности по таким договорам осуществляется в течение 16 лет. Отбор проектов на модернизацию проводится среди генерирующего оборудования, имеющего высокую наработку и «старый» год выпуска. Отбор проводится по критериям эффективности проекта, исходя из минимизации стоимости капитальных затрат.
— Это хороший вопрос. Вот, например, чтобы получить возможность вести торговлю электроэнергией нужно пройти ряд формальных процедур:
вступить в члены партнерства;
заключить договоры/соглашения;
быть внесенным в соответствующие реестры рынка, содержащие в том числе техническую информацию производственных объектов;
открыть соответствующие счета в аккредитованном банке;
выполнить требования рынка по системам коммерческого учета электроэнергии и так далее.
И это относится только к процедурам, которые предшествуют процессу торговли электроэнергией. После следуют процедуры коммерческого учета и финансовых расчетов за поставленную электроэнергию. Участнику процесса необходимо обладать хорошими аналитическими способностями, чтобы находить оптимальные решения, учитывая себестоимость производства электроэнергии, техническое состояние оборудования, реализацию проектов компании, выполнение требований нормативной базы оптового рынка и многое другое.
Как вы видите, для работы на оптовом рынке нужны технические, экономические, финансовые, юридические, аналитические, IT специалисты. Готовых профессионалов для оптового рынка электроэнергии и мощности до сих пор не выпускает ни одно учебное заведение. Как правило, некоторые вузы ограничиваются чтением отдельного курса на эту тему. Поэтому обучение происходит непосредственно в процессе работы. У нас много сотрудников, которые пришли после «студенческой скамьи» без какого-либо опыта и набирались компетенций под руководством опытных наставников.
Важно добавить, что правила рынка электроэнергии подвергаются постоянным трансформациям, поэтому обучение и развитие в нашем направлении не прекращаются никогда. Вспоминается фраза из произведения Льюиса Кэрролла: «Нужно бежать со всех ног, чтобы оставаться на месте, а, чтобы двигаться вперед, нужно бежать в два раза быстрее» — вот это точно про наш рынок.
Безусловно для того, чтобы эффективно выполнять свою работу, необходимо идти в ногу со временем и пользоваться современными инструментами.
В настоящий момент мы развиваемся в IT направлении преимущественно в части Data Science (машинное обучение), Data analytic (аналитика), оптимизационного моделирования и MLOps.
— Если судить по объему генерирующей мощности, то да, — Сибирь это энергопрофицитный регион. Здесь расположены крупнейшие электростанции России: Саяно-Шушенская ГЭС, Красноярская ГЭС, а также Братская ГЭС которая занимает четвертое место по установленной электрической мощности в нашей стране.
Конечно, выработка гидроэлектростанций напрямую зависит от водности, поэтому, когда мы говорим об энергопрофицитности Сибири, то имеем в виду наличие среднего и высокого уровня водности в Сибири. А если год оказывается маловодным, то тогда в Сибири может наблюдаться энергодефицит, покрываемый перетоками из соседних энергосистем. Ситуация второй половины прошлого года и первой половины текущего года наглядное тому подтверждение.
Нельзя не отметить, что в Сибири есть отдельные районы, которые в силу наличия ограничений на передачу электроэнергии и низкого уровня внутренней генерации могут становиться энергодефицитными в определенные периоды времени, но это может произойти в каких-то особых случаях (системная авария и т.п.).
— В первую очередь изменения коснутся рынка мощности. В секторе конкурентного отбора предполагается изменение горизонта проведения отбора на 3 года вперед. Также рассматривается изменение учета объемов мощности гидроэлектростанций и объемов спроса на мощность при проведении отбора. А одним из самых главных преобразований будет изменение подхода при определении итоговой цены продажи мощности в рассматриваемом секторе путем введения механизма дифференциации. Проще говоря, чем больше генерирующее оборудование работает, тем выше будет стоимость мощности и наоборот. Я ожидаю, что суммарно с учетом всех изменений цена мощности в этом секторе снизится.
В секторе т.н. ДПМ-2 тоже просматриваются изменения. Пока трудно сказать, будут ли они все приняты. Я считаю, что может быть расширен список мероприятий, которые будут проводиться в рамках процедуры отбора проектов модернизации генерирующего оборудования тепловых электростанций и, возможно, будет введена система квот на отборы определенного типа генерирующего оборудования. Эти меры, на мой взгляд, носят позитивный характер как для поставщиков, так и для потребителей, т.к. повысят эффективность процессов модернизации генерирующего оборудования.
Второй важный момент — планируемая либерализация неценовой зоны Дальнего Востока. При объединении со второй ценовой зоной география расширится от Омской области до Приморского края. Процесс потребует расширения электросетевой инфраструктуры, связывающей Сибирь и Дальний Восток. На рынке мощности это приведет к уравновешиванию цен. Я ожидаю, что они немного увеличатся в Сибири и снизятся на Дальнем Востоке.
Ну, и третьим важным моментом я бы назвал создание Единого рынка электроэнергии и мощности, в который войдут Россия, Казахстан, Армения, Кыргызстан и Беларусь.
Этот рынок позволит участникам осуществлять торговлю электроэнергией (мощностью) с контрагентами во всех перечисленных странах с помощью разных механизмов, начиная от прямых договоров и заканчивая конкурентными торгами (аналог рынка на сутки вперед). Напомню, что в настоящий момент порядка 99% торговли с зарубежными странами осуществляет ИнтерРАО.
Торговля, предположительно, будет вестись на объемы, не превышающие пропускную способность электрических связей между странами. Несмотря на то, что в настоящий момент плановой датой начала запуска Единого рынка является 1 января 2025 года, до сих пор отсутствует исчерпывающая нормативная база единой системы. Поэтому, вероятно, нас ждет перенос запуска этого проекта.
