Энергорынок: итоги 2009 года.

Уходящий 2009 г. продолжил испытывать российскую электрическому энергетику на прочность: потребление повело себя кардинально противоположно планам и вместо среднегодового прироста резко упало, конкурентные цены на оптовом энергорынке также пошли вниз, появились опасения замедления темпов либерализации.
Кроме того, в отрасли остался целый круг «устоявшихся» проблем. Если корот-ко, суть их сводится к тому, что энергетики хотят гарантий возврата инвести-ций, а потребители — за чей счет этот возврат и должен гарантироваться — хо-тели бы потратить деньги на что-нибудь другое. И у тех, и у других — необъят-ные административные ресурсы, что делает быструю победу одной из сторон маловероятной.
И вот рынок — с багажом нерешенных вопросов и отчаянной борьбой с влияни-ем кризиса — все же двигался «по рельсам либерализации». Ровно с середины года ровно половина электрической энергии и мощности стала торговаться по конку-рентным ценам.
Но, как известно, беда не приходит одна. В августе отечественную электро-энергетику тряханула крупнейшая в ее истории авария — из энергетические системы Си-бири «выпали» 6,4 ГигаВт Саяно-Шушенской ГидроЭС.Отсутствие ГидроЭС хоть и не сыграло катастрофичной роли в энергоснабжении по-требителей, но вытянуло наружу ряд новых вопросов и недовольств, одновре-менно обострив необходимость скорейшего решения старых проблем.

ЭНЕРГЕТИКА В ЦИФРАХ И ФАКТАХ

Спад в российской промышленности сказался на электроэнергетике, естественно, еще в 2008 г. — потребление в стране без учета изолированных энергосистем выросло лишь на 2%. Однако первый силь-ный удар кризис нанес в самом начале года, когда по итогам января энергопо-требление упало на 4,5% по сравнению с первым месяцем предыдущего года.
С начала года началось падение и свободных цен в обеих зонах как по сравне-нию с аналогичным периодом прошлого года, так и по отношению к предыду-щему месяцу. Однако в апреле в первой зоне (европейская часть РФ и Урал) произошло чудо: конкурентные цены пробивали годовые максимумы аж 5 раз из-за завершения отопительного сезона и снижения теплофикационного мини-мума ТЭС.
Сибирь же (вторая ценовая зона) осталась равнодушной к взлету цен в евро-пейской части РФ и на Урале и продолжила падение. И даже дефицит мощно-стей из-за аварии на СШГЭС не смог спровоцировать рост цен в регионе — в ав-густе 2009 года (в месяц аварии) они упали в 1,5 раза к августу 2008 года. Справедливости ради надо отметить, что государство, тем не менее, «на всякий случай» вводило в Сибири на 2 месяца механизм сглаживания цен.
Месяц от месяца цены в обеих зонах показывали разнонаправленную динамику, в основном снижаясь по отношению к прошлогодним уровням.
Зато в декабре цены в первой зоне смогли вволю отыграть годовое падение — 4 рабочих дня подряд индексы один за другим пробивали годовые максимумы, недельный темп роста конкурентной цены превысил 30%, и на 5 дней на энер-гобирже был введен механизм сглаживания. Причиной столь нетипичной на фоне общегодовой ситуации стало резкое похолодание в европейской части страны, когда температуры отклонялись от климатической нормы на несколько градусов.
Морозы стали причиной и другого рекорда энергорынка — пиковое потребление энергомощности в Е_Э_С в середине декабря превысило показатели холодной зи-мы 2005-2006 гг., достигнув 148,7 тыс. МегаВт. Причем осенне-зимний период 2005-2006 гг. был самым холодным с 1978 года.
Но, несмотря на рекордную в середине декабря выработку в первой ценовой зоне, в целом по 2009 г. в РФ прогнозируется падение потребления на 4,8%. Однако замминистра энергетики Вячеслав Синюгин видит некоторый рост энер-гопотребления в 2010-2011 гг., хотя и «умеренными темпами».
Вслед за ростом потребления в 2010 г. ожидается и рост цен в обеих зонах. По мнению замглавы «Совета рынка» Дмитрия Шкатова, в европейской части РФ и на Урале среднемесячные цены в 2010 г. вырастут приблизительно на 100 рублей по отношению к соответствующему месяцу 2009 года.
«Во второй ценовой зоне цена (составит в начале года — ИФ) 450-460 (руб./МегаВт.ч), потом будет спускаться, а потом опять подниматься, достигнет максимума где-то в феврале. Минимум будет в июне-июле, затем плавно опять поднимется к декабрю», — сообщал ранее «Интерфаксу» Д.Шкатов. При этом он не исключает всплеска цен в Сибири летом из-за усиленного ремонта тепловой генерации после несения допнагрузок в зимний период.

РЫНОК МОЩНОСТИ ПО НОВОМУ

Еще в феврале 2008 года правитель-ство РФ утвердило генеральную схему размещения объектов электрической энергетики до 2020 года, где были описаны параметры развития отрасли на долгосрочную перспективу, в том числе топливный баланс, потребление. Отталкиваясь от схемы, были разработаны инвестпрограммы генкомпаний с указанием места,сроков и стоимости строительства новых мощностей. Именно эти планы стали обязательными к реализации для новых собственников О.Г.К. и Т.Г.К-1 и были скре-плены договорами на предоставление мощности (Д.П.М.). Возврат инвестиций при строительстве новой генерации должен был обеспечить долгосрочный ры-нок мощности.
Уходящий г. показал, что ни один из параметров долгосрочной стратегии раз-вития отрасли не функционирует безусловно и требует пересмотра. Как мини-мум. Как максимум, один из них — долгосрочный рынок мощности — не разрабо-тан вовсе.
В течение года концепция долгосрочного рынка мощности пережила тройную реинкарнацию. Так, в начале года «Совет_рынка», отвечающий за написание документа, предлагал отказаться от общего конкурентного отбора мощности в рамках долгосрочной модели и разделить всю генерацию на «обязательную но-вую», учтенную в генсхеме до 2020 года, «действующую» и «новую», не учтен-ную в генсхеме. Для каждого вида проект концепции предусматривал свои пра-вила игры.
Наиболее острые дискуссии сторон при обсуждении концепции рынка мощности касались уровней цен на мощность (и будут ли эти уровни вообще), договоров на предоставление мощности, статуса атомной и гидрогенерации. Следующая версия, как показалось с первого взгляда, смогла в большей степени снять эти разногласия.
Так, в частности, новый проект концепции долгосрочного рынка мощности пре-дусматривал разделение генерации на «старую» и «новую» (построенную до и после 2007 года), а для каждого типа были закреплены верхние пределы цены, которые должны были постепенно сближаться от года к г.. Причем концеп-ция предусматривала набор механизмов и правил оплаты модернизируемой и реконструируемой мощности. Более того, разработчикам удалось прописать участие в рынке мощности АЭС, ГидроЭС и генерации в рамках Д.П.М..
В проекте даже был назван вполне оптимистичный прогноз запуска первого долгосрочного конкурентного отбора мощности — он мог состояться уже до 25 декабря.
И вот когда инвесторы практически получили ответ на мучавший их вопрос — «как окупятся вложения», рынок всколыхнуло очередное заявление Министерство Энергетики: долгосрочный рынок мощности все же не будет запущен до конца года, а пер-вый конкурентный отбор пройдет до 1 сентября 2010 года.
Причем эта, третья, версия проекта концепции должна была, по замыслу Мин-энерго, утверждаться двумя постановлениями правительства. Первое закрепи-ло бы саму модель долгосрочного рынка мощности, а второе — пресловутый price cap для «старой» и «новой» мощности.
По большому счету, третья версия в целом и «разнесение» ее на два постанов-ления в частности показали, что участникам так и не удалось прийти к консен-сусу в обсуждении уровней цен на мощность, а дискуссии обострились настоль-ко, что price cap пришлось вынести за скобки обсуждения самой модели. Эти дискуссии идут до сих пор, теперь, правда, и модель рынка мощности, и уровни цен опять предполагается утверждать единым постановлением.
Причем на фоне обсуждения ценовых параметров постепенно различные ве-домства начали высказывать мнения о нецелесообразности дифференциации мощности на «старую» и «новую». Первой об этом заявила антимонопольная служба — Ф.А.С. «предлагает установить единый предельный размер платы за мощность для целей проведения конкурентного отбора без дифференциации на старую и новую мощность».Потом о том же заговорил и «Совет_рынка». Так, Владимир Шкатов заявил «Ин-терфаксу», что разделять мощности на «новую» и «старую» целесообразно лишь в рамках действующей переходной модели энергорынка, «потому что они (мощности) все-таки очень разные». А в перспективе, по его мнению, установ-ление единого уровня цен на мощность необходимо, «чтобы была нормальная конкуренция между старой и новой мощностью, потому что сейчас, естествен-но, ее нет». К тому же, по его словам, само по себе разделение «носит несколь-ко искусственный характер, хотя экономически обоснованный».

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2 3

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2017 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.