Энергетические рынки всегда славились непредсказуемостью и сложностью прогнозирования. Текущий энергокризис эту непредсказуемость в лучшем случае удвоил. Сейчас же появляется еще один фактор. И если он реализуется, то, с одной стороны, на начальном этапе только добавит неопределенности. А с другой стороны — некоторые аспекты прогнозировать окажется легче. Речь идет о том, что в Европе постепенно появляется осознание, что созданная модель энергорынков (в первую очередь газовых и электроэнергетических) в кризисной ситуации функционирует плохо.
В явном виде это уже признано для рынка электроэнергетики. Глава Еврокомиссии Урсула фон дер Ляйен заявила, что ЕК работает как над экстренным вмешательством, так и над структурными изменениями рынка электроэнергии. В моменте оптовые цены на электроэнергию достигали 985 евро за мегаватт-час. Это очень много. Цены на электричество достаточно волатильны, но для сравнения былой нормой можно считать цену, скажем, в 60 евро за мегаватт-час. Еще одно сравнение, с нашими платежками: рекордная сумма в 985 евро за мегаватт-час соответствует 60 рублям за киловатт-час. И это цена только на оптовом рынке электроэнергии. Для сравнения: у нас уже для конечного потребителя цены примерно в десять раз ниже.
Причина понятна — высокие цены на сырье. Газовым электростанциям нет смысла работать, если используемое топливо будет дороже, чем продаваемое электричество. Сделаем простую оценку. Цены на газ достигали 3000 долларов (или евро, валюты сейчас стоят одинаково) за тысячу кубометров, для перевода этих цен в доллары за мегаватт-час нужно разделить (для грубой оценки) на десять. Получаем около 300 евро за мегаватт-час. Но это стоимость всей энергии, запасенной в газе. КПД газовой ТЭС составляет около 40 процентов, и вот только на цене газа мы сразу получаем 750 евро за мегаватт-час в стоимости электричества.
Но главное в другом. На газовую генерацию приходится не такая уж и большая часть всего энергопотребления. Работают ВИЭ, которых уже много, ГЭС, угольные ТЭС, АЭС. Но механизм энергорынка предполагает, что цена формируется за счет замыкающего, самого дорогого производителя. Сейчас таким оказывается газовая генерация. Полной картины контрреформы пока нет, но — в самом грубом приближении — механизм борьбы с высокими ценами понятен, и он уже озвучен. Отделить торги для газовой генерации от остального рынка, при этом для других типов генерации с низкими операционными затратами установить верхние границы цен.
Однако рынком электроэнергетики проблемы не ограничиваются. Известны сложности в нынешнем дизайне газовых рынков Европы. И тут несколько моментов. Во-первых, аналогичная история с ограничением максимальной возможной цены. Но здесь уже ограничение не внутреннее, а касается экспортеров газа. Это планируется сделать для российских поставок в рамках санкционных мер. Мы сейчас не обсуждаем, насколько эти меры реальны и к чему это приведет по факту (скорее всего, к новым ограничениям экспорта). Тем не менее аналогичные предложения раздавались и для более чем лояльной Норвегии, которые страна, разумеется, отвергла.
Часто мы слышим и критику ценообразования на основе биржевой торговли газом: мол, эта схема привела к рекордным ценам. Отчасти это так, но, строго говоря, ничего ужасного в этой схеме нет. Просто газ сейчас — дефицитный товар, а цена отражает баланс спроса и предложения.
Гораздо хуже для Евросоюза то, что эта схема полностью отпугивает продавцов газа, желающих продавать в ЕС топливо с другими ценовыми механизмами. И без отказа от нынешней схемы Европа не сможет привлечь ни значительные объемы американского СПГ (где продажи идут с привязкой к внутриамериканским ценам на газ), ни катарский СПГ (где продавец хочет привязки к нефтяным котировкам).
Наконец, третий аспект проблем с регулированием рынков, который еще заявит о себе в будущем: несмотря на кризис, от зеленой повестки Европа не отказывается и намерена только усиливать свой сектор ВИЭ. Но мы знаем, что чем больше ВИЭ, тем больше нужно связывать избытки непрогнозируемой генерации. И так как аккумуляторами вопрос не решить, то сделана ставка на получаемый электролизом из ВИЭ зеленый водород. Сейчас он становится даже дешевле на фоне очень дорогого голубого топлива.
Но когда газ подешевеет, а именно к этому времени в каких-то минимально осмысленных объемах появится зеленый водород, то последний вновь окажется убыточным, а текущие цены на выбросы углекислоты (которые, по идее, должны компенсировать эту разницу и позволить конкурировать дорогому зеленому водороду и более дешевому газу) недостаточно высоки, чтобы сделать зеленый водород окупаемым. Эта еще одна проблема, решения которой пока нет.
Здесь читатель может возразить: мол, цена зеленого водорода не важна, раз он делается из излишков ВИЭ-генерации, которые в противном случае просто бы пропали. Но сейчас появляются проекты ветроэнергетики, которые сконфигурированы именно на получение максимальных объемов водорода, а не на выдачу электроэнергии в сеть. Кроме того, если "лишнюю" энергию ВИЭ считать по нулевой цене, то оставшаяся становится дороже.
Нужно сказать, что многие страны не торопятся полностью либерализовать свою энергетику. Тем не менее последние годы движение именно к рынку наблюдалось по всему миру, а либерализованные газовые и энергетические рынки США, Великобритании и ЕС считались — с определенными оговорками — моделью для подражания. Но в текущих обстоятельствах есть основания предполагать, что процесс затормозится.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) даже Япония начала либерализацию своих газового и электроэнергетического рынков всего несколько лет назад. И кстати, еще в прошлые, намного более слабые, зимние всплески цен на СПГ столкнулась с негативными последствиями. В рамках реформы оказались закрыты многие лишние электростанции, которые могли работать на мазуте. В результате страна не смогла воспользоваться более дешевой в тот момент генерацией.
Кроме того, текущий энергокризис привел в АТР к росту интереса к АЭС (в том числе и новым) как надежным поставщикам электроэнергии, не зависящим от внешней конъюнктуры. Но электроэнергия АЭС относительно дешева только на старых станциях. Энергия же с новых станций, где нужно окупать капитальные затраты, часто оказывается чуть ли не самой дорогой в общем балансе. Тем не менее страны и раньше шли на это из-за стабильности этого вида поставок. Однако ценообразование на АЭС, как правило, нерыночное (фиксированные цены выкупа), и развитие этого сектора сделает еще меньше рынка в генерации.
Если говорить о нашей стране, то у нас, напомним, цена на газ регулируемая. Существует и биржевая торговля голубым топливом, роль которой, несмотря на некоторые усилия регуляторов, пока невелика. Но для нашей избыточной по газу страны и развитие биржевой торговли не выглядит критичным, главное, если чтобы эта торговля тем или иным способом не была связана с внешними рынками.
Ведь можно вспомнить и так называемую концепцию равнодоходности поставок (то есть модели, когда цены на внутреннем рынке соответствуют цене на внешнем за вычетом экспортной пошлины и расходов на транспортировку). Практически эта схема, конечно, никогда не применялась, но от курса на создание такой модели ценообразования у нас отказались только в 2013 году.
Что касается генерации электроэнергии, то здесь модель нашего рынка во многом взята не в ЕС, а с рынка PJM в США. В свете существенной разницы с Европой можно отметить, что у нас есть отдельно рынок мощности и рынок электроэнергии, в то время как в Европе рынок мощности отсутствует. Но, повторимся, здесь нет смысла проводить прямые аналогии, так как кризис в Европе — это в первую очередь кризис импортера энергоресурсов. Тем не менее проблем и в нашей генерации немало, поэтому мнение, а нужно ли вообще было проводить у нас реформу электроэнергетики, остается популярным. И сейчас оно получает дополнительную аргументацию, когда те, на кого мы, пусть и не во всех деталях, но концептуально ориентировались в реформах, напротив, сами откатывают свою рыночную модель к новой регуляции.