Минэнерго обновило приказ, регулирующий правила работы балансирующего рынка электроэнергии и его финансовых посредников – провайдеров. Про суть работы балансирующего рынка можно прочитать здесь. О том, что изменится в этом сегменте рынка электричества, корреспондент inbusiness.kz переговорил с российским экспертом Алексеем Пресновым.
– Алексей, недавно вступили в силу изменения в приказ минэнерго по правилам функционирования балансирующего рынка электроэнергии. Что там меняется, Вы могли бы объяснить?
– Суть подхода остается прежней, на мой взгляд, он неправильный, поясню почему. Там остаются смешанные понятия, о которых я говорил ранее, они как бы у вас уникальные. В мировой практике, в странах, где вообще имеется балансирующий рынок, есть два понятия. Одно из них – ответственный за соблюдение баланса (BRP – Balance Responsible Party) – это могут быть различные организации, имеющие финансовые ресурсы и договоры с регулирующими мощностями, сами компании, которые имеют какие-то регулирующие мощности, включая управление спросом. Вторая категория называется Balance Service Providers (BSP), то есть провайдеры именно балансирующего сервиса. Это как раз те, которые физически могут регулировать частоту и мощность, соответственно, добавлять или снижать там нагрузку или добавлять свою генерацию, то есть в основном это электростанции и крупные потребители, например майнеры, или агрегаторы управления спросом.
В Казахстане изначально было сделано так, что некие организации, которые занимаются финансовым, а не физическим урегулированием дисбалансов, были названы провайдерами. Что говорит об этом приказ? Что провайдеров в энергосистеме Казахстана было много, насколько я понимаю, там некоторые из них были из бывших нерегулируемых энергосбытовых компаний, они и занялись этим вопросом. В итоге возникла серая зона, где были непонятные сделки и нет прозрачности.
Новый приказ определил несколько пунктов. Один из них ограничил срок действия договора. Я так понимаю, что раньше провайдеры могли заключать и расторгать договор в любой момент, на день, условно. Теперь же договор по передаче ответственности провайдерам баланса между участниками рынка должен действовать как минимум месяц. В случае с ВИЭ ответственность передается единому закупщику – расчетно-финансовому центру (РФЦ) при минэнерго. Расчеты там идут в определенные дни с ориентиром на первое число месяца, значит если расторгается договор, то участники рынка должны заранее уведомлять. То есть сейчас уже срок договора будет действовать на месяц, если заключил, то целый месяц работаешь.
Второе – это субсидиарная ответственность. Смысл в том, что если провайдер баланса, который несет финансовую ответственность за урегулирование этих платежей между двумя сторонами на рынке, не в состоянии оплатить по каким-либо причинам, то, значит, сам участник рынка должен в таком случае тоже заплатить.
Далее интересно, что провайдерами не могут быть так или иначе те, кто субсидируется – получает субсидии или тарифы специальные, инвестиционные и так далее. Самое интересное, что провайдером не может быть генерация. То есть какая-то станция, допустим, не может выступать провайдером для какой-либо другой организации, например, сбытовой или крупного потребителя, который подает заявки. Это абсолютно странно, потому что в мировой практике провайдерами являются именно физические мощности или ресурсы, которые могут генерировать электроэнергию или снижать нагрузку. А здесь генерация не может быть провайдером.
Следующим списком регламентируются те участники, кто не может передавать ответственность провайдерам. Это, опять же, все, кто субсидируется, то есть получатели инвестиционного тарифа, РЭК, сети, потребители собственной генерации, и генерация тоже не может никому ничего передавать, за исключением, если это только не угольные блоки мощностью 500 МВт и выше. Угольные блоки плохо регулируются, поэтому они могут свою ответственность передавать финансовым посредникам. Остальные, к примеру, ВИЭ, передают свою ответственность единому закупщику, который для них является провайдером.
– То есть речь идет об Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2, которые имеют блоки по 500 МВт?
– Да, очевидно, это ГРЭС-1 и ГРЭС-2. Они, насколько мне известно, часто жаловались на убытки из-за невозможности двигаться за нагрузкой внутри дневного графика, тем более что они загружаются последними в очередности приоритетов системного оператора, после ВИЭ, инвестпроектов и ТЭЦ, и поэтому для них отклонения от графика, за которые нужно платить, – это почти нормальный режим, и они пользуются услугами посредников по финансовым платежам за дисбалансы.
В целом из приказа следует, что услугами провайдеров могут пользоваться только эти станции и потребители оптового рынка без собственной генерации. Последние, как раз самая уязвимая группа из участников рынка, именно они и испытывают на себе все его несовершенства – от опережающего роста цен до организации балансирования.
Далее еще такой момент, что одному провайдеру не может передавать ответственность более чем одна электростанция, то есть эти крупные блоки, условно, могут иметь только одного провайдера. Соответственно, один провайдер не может быть для двух разных станций, на каждую генерацию приходится один собственный провайдер. Для чего это делается? Чтобы сделать рынок более прозрачным, чтобы он был более понятным и не было перекрестных вещей там.
Дальше в приказе идет еще один пункт, определяющий, что те, кто передал ответственность, не могут сами заниматься операциями по балансированию, кроме как в рамках субсидиарной ответственности. До этого, я так понимаю, они могли платить либо сами, либо через провайдера через какие-то непонятные схемы. Теперь если передал, то все, КОРЭМ (торговая площадка Казахстанского оператора рынка электроэнергии и мощности. – Прим.) работает только с теми, кому было передано. Таким образом, теперь все почасовые операции проводятся только провайдерами баланса. Кроме внутричасовых операций, когда бывает регулирование при команде системного оператора вверх или вниз нагрузку менять, – это поощрение, когда напрямую участники рынка могут расчеты проводить.
Еще один важный такой пункт, что они ограничили в целом объемы передачи ответственности на балансирование по всему Казахстану всем провайдерам на 750 млн кВт*ч на месяц. Если перевести это в мощность, разделив на 24 часа, то это где-то чуть больше, чем 1 ГВт в час весь рынок провайдеров. Если превышается этот порог в 750 млн кВт*ч или чуть больше 1 ГВт, то, соответственно, уже дальше сами участники должны отвечать за себя на балансирующем рынке. То есть институт провайдеров ограничен этим объемом. Но сам балансирующий рынок по объемам может быть и больше, и, возможно, реально больше. Вообще даже 1 ГВт из среднегодовой мощности 10 ГВт в стране – это достаточно много, 10%, нормальные объемы балансирующего рынка – это 5-7%. Это говорит о слабом планировании и большом количестве внеплановых отключений.
Плюс вводится специальный реестр провайдеров, где уточняется, что они должны вносить деньги на депозит КОРЭМ в виде гарантийного взноса.
Такая модель вводится. До этого было вообще непонятно и мутно, сейчас большая прозрачность вносится. Однако подход остается абсолютно странным, не таким, как в мире. Потому что у вас централизованный рынок единого закупщика, который охватывает две трети всего рынка электроэнергии. При этом на балансирующем рынке работает децентрализованная схема, где пары торгуют через площадку КОРЭМ. Не через единый централизованный механизм биржи, а через пары, где определяется через расчетный центр, кто кому должен и так далее.
Такой механизм больше свойственен одноставочным европейским рынкам с самодиспетчеризацией, где каждый работает по двухсторонним договорам, как это у вас было до введения единого закупщика, и можно на бирже не участвовать, а напрямую торговать электричеством между собой. Там у вас есть ответственность за баланс (Balance Responsible Party) и есть физические провайдеры, кто может физически регулировать в одной зоне балансирования. Эти BRP нанимают физических провайдеров в своей зоне балансирования, где может быть несколько компаний, в том числе станция, которая может обеспечить и являться одновременно BRP для какого-то энергосбыта и одновременно физическим провайдером, то есть BSP. Когда возникают дисбалансы, то они начинают между собой торговать, чтобы обеспечить баланс по системе – выходят напрямую друг к другу или через биржу. Возникают ценовые сигналы, также имеются резервные мощности у системного оператора, отобранные через аукцион, их можно купить. Так работает децентрализованная модель.
Вы ее взяли ранее, когда у вас действовал рынок прямых договоров и остаточный рынок КОРЭМ, то есть у вас была децентрализованная в целом система. Эта модель каким-то образом осталась, но у вас на сегодня есть обязательный централизованный рынок единого закупщика – РФЦ. Причем он и торговая площадка КОРЭМ разделены, хотя обычно здесь работает один оператор.
К примеру, в РФ есть администратор торговой системы (АТС) – это торговая система. Есть также системный оператор, который с точки зрения технической физически ведет балансирующий рынок, дает команды, кому надо вверх или вниз нагрузку менять, но расчеты покрывает АТС, который также ведет рынок на сутки вперед, как у единого закупщика. То есть фактически можно объединить РФЦ и КОРЭМ – это был бы совершенно правильный подход, об этом уже говорили. Потому что непонятно, почему КОРЭМ занимается одним, а единый закупщик РФЦ, который ранее занимался договорами ВИЭ, вдруг сам стал прототипом биржи, по сути дела. Такое разделение только мешает.
Можно из РФЦ выделить отдельную функцию по поддержке ВИЭ с его договорами и балансированием для них. Функцию единого закупщика с его программным обеспечением можно соединить с КОРЭМ в качестве единой компании, и это все будет работать. Причем KEGOC, как системный оператор, будет продолжать технически вести все режимы – по балансировке, единому закупщику, импорту электроэнергии, он только не ведет финансовую часть. Хотя в большинстве европейских стран аналоги также обычно занимаются деньгами. В РФ системный оператор деньгами не занимается, но в АТС есть центр финансовых расчетов, который ведет все проплаты по балансирующему рынку, который централизован, а не является парным.
Что касается самого балансирующего рынка, то у вас там создаются некие прокладки, которых называют провайдерами, но они не являются электростанциями. Судя по обновленному приказу, сами станции не могут быть провайдерами, что вызывает недоумение, а провайдером может быть некая финансовая организация, которая положила деньги на счет КОРЭМ. Странно, что физически станция не может этим заниматься и быть провайдером.
Так что, по моему мнению, вы идете своим, каким-то уникальным путем. Почему так происходит, почему нельзя все переработать в целом и упростить? В жестко централизованном рынке все должны участвовать в торгах на балансирующем рынке, не только пары. На нем должны наказываться деньгами те, кто отклоняется от графика по собственной инициативе. Однако ваша модель не сильно стимулирует к точному планированию суточного графика производства и потребления электроэнергии. Нет четких критериев, что если ты плохо работаешь и отклоняешься, то будешь терпеть большие убытки, этого не видно.
Мне кажется, тут наоборот даже, помните, мы с вами говорили по поводу возможных различных сложных "схем". Можно лишь предположить, что отдельные участники рынка специально отклоняются, чтобы на этой сложной схеме на балансирующем рынке некий финансовый посредник "закрыл" этот вопрос.
И еще важная деталь. Дисбалансы у вас в основном компенсируются дорогой электроэнергией из РФ в пиковые часы. КОРЭМ эти дисбалансы считает на балансирующем рынке на тех участников, которые создали их. Раньше данные по ним публиковались на сайте КОРЭМ, но сейчас уже нет. Так что плохое планирование при недостатке казахстанских регулирующих мощностей сказывается.
– Продолжат ли провайдеры зарабатывать дальше миллиарды после изменения правил?
– Думаю, нет. Их немножко поджали – создали ограничения по объему и срокам заключения договоров. Теперь они могут заключать договор только с одной крупной электростанцией. Полагаю, что финансовые провайдеры раньше очень много зарабатывали как раз на Экибастузских ГРЭС. Сейчас они не могут работать с двумя-тремя станциями, их сделали более прозрачными. Но это, опять же, не отменяет тот факт, что модель балансирующего рынка не соответствует модели централизованного. Кроме того, остается путаница в терминологии, кого считать провайдерами – станции или финансовых посредников.
– После того как балансирующий рынок стал более прозрачным, будут ли крупные или средние потребители меньше платить на балансирующем рынке?
– Они будут платить меньше, если будут лучше планировать свое потребление. Чтобы лучше планировать, нужна система АСКУЭ (автоматическая система коммерческого учета электроэнергии. – Прим.), но это не стимулируется отдельными рыночными механизмами. АСКУЭ есть только на уровне KEGOC – магистральных высоковольтных сетях. Если нет хорошего планирования, то будут продолжать платить и брать электроэнергию из РФ, чья энергосистема, по сути, является для Казахстана батарейкой.
– Судя по отчетности КОРЭМ за 2025 год, его обороты по балансирующему рынку увеличились до около 255 млрд теңге с примерно 172 млрд теңге. В чем причина? Больше стало дисбалансов?
– Нет, скорее всего, это из-за роста цен в целом. У единого закупщика наблюдается рост цен, даже для субсидируемых РЭК. Спрос идет опережающим темпом, цены растут из-за роста тарифов станций, рыночных стимулов для ограничения этого роста нет, кроме административных решений минэнерго. Нужен реальный конкурентный рынок и в сегменте на сутки вперед, и в балансировании, но, к сожалению, несмотря на очевидные проблемы функционирования отрасли спустя три года после введения механизма единого закупщика, политической воли и, возможно, профессиональной готовности заняться серьезной реформой модели рынка по-прежнему нет. Этот приказ по балансирующему рынку еще одно тому подтверждение.
Читайте по теме:
В Казахстане готовят новое повышение цен на электроэнергию
