In modern conditions of market relations in the electric power industry, a mechanism is needed to regulate the purchase and sale of power, which should not lead to a deterioration in the reliability of the energy power system. Competitive power take-off became the main component of this mechanism. Within its framework, nuclear power plants, hydroelectric power plants, new power units, as well as thermal power plants, which are necessary for heat supply to consumers, are compulsorily selected. The article examines the process of price formation for capacity, its relationship with demand, and shows the main features that affect its final indicators.
competitive selection of capacity, capacity price, tariff, reserve, market
Введение
В результате реформы электроэнергетической отрасли на рубеже веков создан российский рынок электроэнергии мощности. На сегодняшний день модель претерпела ряд изменений, но основные принципы, заложенные тогда, работают и сейчас. Однако в работе любой сложной системы всегда имеются спорные вопросы, и модель формирования цены за мощность не является исключением.
На момент создания рынка главной проблемой было обеспечение качественной генерирующей мощностью быстро растущего потребления. Делать это необходимо заблаговременно, поскольку ввод генерирующих объектов в строй требует времени, в течение которого имеющийся фонд неизбежно стареет. Для решения этой проблемы необходимо было создание конкурентной среды в энергетике, разделение РАО «ЕЭС России» по видам деятельности, привлечение инвестиций и приватизация активов в потенциально конкурентных видах деятельности [1, 2].
Одновременно с разделением РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов). Для конечного потребителя розничного рынка, если он не является населением или приравненной к нему категорией потребителей, стоимость потребленной электроэнергии складывается из нескольких составляющих:
стоимость непосредственно электроэнергии, приобретенной сбытовой компанией на оптовом рынке;
стоимость мощности, которая формируется из мощности КОМ (конкурентный отбор мощности), мощности объектов КОММод (конкурентный отбор модернизированных мощностей), ДПМ (договор о предоставлении мощности), ВИЭ (возобновляемые источники энергии), МСЗ (мусоросжигательный завод), мощности гидроэлектростанций и атомных электростанций, стоимость мощности новой генерации в Крыму, на Дальнем Востоке;
стоимость услуг по передаче электроэнергии и потери электроэнергии в сетях;
сбытовые надбавки.
Первые три составляющие формируют цену на 95–98 %, четвертая – на 2–5 %. В данной статье более подробно будет рассмотрена стоимость мощности.
Результаты и их обсуждение
С точки зрения ценообразования, цена мощности, покупаемой на рынке, складывается из трех частей [3, 4]:
мощность, отобранная на конкурентном отборе мощности (КОМ);
мощность, поставляемая как вынужденная генерация;
мощность, поставляемая на рынок по договорам о предоставлении мощности (ДПМ).
Тарифы на мощность устанавливаются для генераторов, признанных необходимыми для работы на рынке (системообразующие генераторы, вывод которых из эксплуатации невозможен по технологическим причинам). Данный тариф всегда выше цены КОМ. При этом не вся генерация может получить такой тариф, а лишь та, которая будет одобрена Минэнерго и Системным Оператором (СО). Чем больше будет введено генерации, тем больше ее не пройдет КОМ.
На рис. 1 представлена картина изменения вынужденной генерации на протяжении 10 лет. Общая тенденция сводится к сокращению объемов мощности, отобранных по тарифам для генераторов, работающих в вынужденном режиме. Это обусловлено зачастую кратным превышением этого тарифа над ценой КОМ. Влияние этой составляющей на результирующую цену КОМ постепенно снижается (рис. 2).
Во время реформы РАО «ЕЭС России» была сформирована модель, по которой вся генерация продавалась с обязательствами по вводу новых станций или блоков. Данные договора получили название «договора о предоставлении мощности» (ДПМ). Суть ДПМ заключается в том, что государство гарантирует оплату и рентабельность по этим проектам на определенном уровне, что было зафиксировано в документах, подписанных между покупателями и продавцами на рынке. Так же, как и с вынужденной генерацией, цена ДПМ существенно выше цены КОМ, и оплата этой категории возлагается на потребителей ценовой зоны, в которой отобрана мощность по ДПМ. Ниже приведен график отобранной мощности по ДПМ с 2016 по 2025 г. (рис. 3).
Конкурентный отбор мощности – самая рыночная процедура из трех. В 2015 г. была представлена новая модель КОМ, предполагающая долгосрочный отбор по ценовым зонам с применением «эластичной кривой спроса». Изначально запуск долгосрочного отбора мощности планировался с момента начала реформы в 2010 г. Трехлетние гарантии оплаты мощности предполагали повышение привлекательности данного сегмента рынка для привлечения инвестиций. В дальнейшем вместо ДПМ должен использоваться КОМ, что позволит существенно снизить затраты потребителей. Введение эластичной кривой спроса направлено в первую очередь на улучшение ценовых сигналов для генерирующих объектов по выводу оборудования из эксплуатации, что позволит решить проблему избытка мощностей. Эластичная кривая спроса предполагает, что если предложение мощности превышает заданный предел, то итоговая цена КОМ оказывается ниже ценового потолка (Статья 32, п. 1 [5]). Эта модель КОМ предполагает отбор мощности по двум ценовым зонам, а не по 21 «зоне свободного перетока» (ЗСП).
Рассмотрим, как работает модель КОМ, и оценим, какие изменения проведены в 2015 г. Для понимания модели КОМ будем применять одноузловую изолированную электроэнергетическую систему (ЭЭС), потери и ограничения на объемы передаваемой мощности в которой отсутствуют. При этом имеется множество поставщиков мощности (генерирующих объектов). Поставщики мощности характеризуются следующими показателями: Pj – располагаемая мощность электростанции j; Rj – условно-постоянные издержки электростанции j (либо условно-постоянные издержки ожидаемой на рынке электроэнергии без учета прибыли).
Для спроса на мощность Pa, изменяющегося в пределах от 0 до суммарной установленной мощности всех электростанций в ЭЭС, возьмем гипотетическую ЭЭС, в которой 15 электростанций с установленными мощностями и условно-постоянными затратами, заданными случайным образом.
Модель КОМ до 2015 г. Известен ориентировочный спрос на мощность Pa, не зависящий от цены мощности. Генерирующие компании формируют заявки на КОМ, которые состоят из мощности Pj и цены за эту мощность cj. В общем случае цена связана с величиной издержек поставщика на поддержание мощности выражением:
cj = Rj / Pj . (1)
Конкурентный отбор мощности подразумевает выстраивание заявок по возрастанию цены cj, отбор заканчивается когда суммарная располагаемая мощность отобранных электростанций не станет равной величине спроса или не превысит его:
max(cj) -> min (2)
при ограничении
∑Pj≥ Pa. (3)
Цена самой дорогой отобранной единицы мощности становится ценой мощности в ценовой зоне:
c = max(cj). (4)
Этот вариант применялся для конкурентного отбора мощности в РФ до 2015 г. и проводился по зонам свободного перетока ежегодно сроком на 1 год.
Модель КОМ после 2015 г. В настоящий момент модель КОМ предполагает зависимость спроса от цены Pa(c). При этом «кривая спроса» представляет собой прямую проходящую через точки 1 и 2 (рис. 4). При этом точка 1 – это прогнозируемый объем спроса, а 2 — прогнозируемый объем, увеличенный на 12 %:
P1 = Pa , P2 = 1,12* Pa. (5)
Цену в контрольных точках устанавливает Правительство РФ.
Пересечение функции предложения с «кривой спроса» определяет объем отобранной мощности и ее цену (рис. 4). Полученные параметры действуют в течение шести лет с ежегодной индексацией цен для поставщиков, отобранных по результатам КОМ.
Рассмотрим ЭЭС, в которой 15 поставщиков мощности (табл. 1). Условно-постоянные издержки поставщиков – случайные числа в денежных единицах (ед.).
Результаты решения задачи конкурентного отбора мощности по рассмотренным моделям приведены на рис. 5.
Видно, что использование модели с эластичным спросом несколько изменяет отбор поставщиков, но делает это в довольно узком диапазоне мощности (фактически был организован ценовой коридор), т.е. изменение модели КОМ не дает экономии затрат на поддержание мощности, а в первую очередь направлено на большую вариативность в предоставлении мощности (продать большую мощность, но по меньшей цене, или меньший объем мощности – по большей цене). Например, для значения прогнозируемого спроса 5200 МВт обе модели отбирают всех поставщиков до 10-го, обеспечивая суммарные издержки на поддержание мощности в размере 285 805 ед. Для значения прогнозируемого спроса 5500 МВт результаты расходятся. Вариант 1 дает издержки в размере 285 805 ед. (отобраны первые 10 поставщиков). Вариант 2 дает издержки в размере 305 325 ед. (отобраны все поставщики, кроме 12-15). Номера отобранных в этих двух случаях поставщиков и их суммарные затраты приведены в табл. 2.
При этом надо понимать, что внесенные изменения были направлены в первую очередь на увеличение заинтересованности в инвестициях на строительство новой генерации путем ухода от договоров о предоставлении мощности (ДПМ) в пользу цен, полученных посредством КОМ. Проведение же КОМ на перспективу шести лет накладывает необходимость в прогнозировании спроса на этот же период. Рассмотрим влияние изменения спроса на цену, отобранную в результате КОМ (рис. 6).
Для понимания, каким образом изменяется цена, на рис. 6 помимо основной зависимости спроса (сплошная жирная линия 1-2) представлены еще две (пунктирные линии 1а – 2а и 1б – 2б), построенные для уменьшенных на 8 и 16 % величин спроса на мощность. Хорошо видно, что спрос напрямую влияет на формируемую цену, а увеличение периода прогнозирования ведет к возрастанию ошибки планирования максимума нагрузки. Процедура определения спроса проводится в соответствии с Положением, утвержденным Минэнерго РФ (далее Положение Минэнерго), по которому она формируется из величины совмещенного максимума нагрузки и планового коэффициента резервирования. Анализ, приведенный в работе [6], указывает на рост совмещенного максимума нагрузки с увеличением периода упреждения. Причем этот рост никак не связывается с анализом ретроспективной информации об изменении фактических параметров [7].
С учетом информации, приведенной в ежегодно выполняемой и выставляемой в открытый доступ работе «Схема и программа развития ЕЭС страны на 7-летний период» (в дальнейшем – СиПР ЕЭС) на 2019-2025 гг., видно, что увеличение периода прогнозирования до шести-семи лет приведет как минимум к 4 %-ному увеличению максимальной нагрузки в обеих ценовых зонах ЕЭС России. К этому следует добавить несоответствие научно-технических документов (НТД) в виде Положения Минэнерго и Методических рекомендаций [7] (далее МР 2003 г.) в части учета температурного фактора холодного периода года. Таким образом, увеличение периода упреждения при проведении процедуры КОМ и несоответствие разных НТД приводят как минимум к уменьшению спроса на мощность на 8 %.
Все эти действия ведут к росту цены КОМ (дополнительную информацию см. в табл. 3), что, казалось бы, улучшает инвестиционную привлекательность, но это же ведет к дальнейшему росту резерва, увеличению его доли в общем тарифе и повышению себестоимости всей производимой продукции (табл. 4 и 5).
В то же время такая деятельность подталкивает потребителей развивать локальную энергетику с более прогнозируемой ценой и затратами на обслуживание. А это в свою очередь ведет к еще большей нагрузке на остальных потребителей централизованной энергосистемы.
Выводы
Рассмотрев основные составляющие тарифа, можно выделить два основных направления, где, на наш взгляд, следует внести изменения в существующую модель. Первое, это изменение способа формирования цены по результатам КОМ. На наш взгляд, более верным будет проводить КОМ на 3 года с фиксированием цены, а на последующие 3 года указывать ориентировочные цены с дальнейшим их уточнением в каждый последующий год. Это снизит ошибку при прогнозировании нагрузки. Второе, что необходимо изменить, это несоответствие НТД в виде Положения Минэнерго и МР 2003 г. в части учета температурного фактора холодного периода года. Этот фактор учитывается в утвержденных Минэнерго России МР 2003 г. В нынешней форме совместно с увеличением прогнозирования спроса это приводит к 3-5 %-ному увеличению тарифа, а если учесть, что превышение спроса закладывается и при учете тарифов на передачу, то цифра вырастает до 6-9 %. Нельзя обойти стороной и проблему роста платежей по ДПМ, которая, согласно нынешнему плану, начнет стабилизироваться только к 2027 г. При этом надо понимать, что модернизация или строительство современной генерации не приведет к снижению тарифа в ближайшее время, так как не изменится политика завышения спроса, а, следовательно, цена КОМ будет определяться по самому неэффективному оборудованию.
На взгляд автора, искусственное завышение цены КОМ для увеличения инвестиционной привлекательности не лучшее направление развития, правильнее предоставить генерирующим компаниям рекомендации к проведению политики раскрытия стоимости компании за счет большей открытости, оптимизации производственных процессов, и на эти деньги проводить работы по модернизации и строительству оборудования. В то время как сейчас компаниям-поставщикам это не интересно, доходы зачастую занижаются, уменьшая привлекательность для инвесторов и снижая налоговые поступления в бюджет.
1. BESSER J.G, FARR J.G, TIERNEY S.F. The Political Economy of Long-Term Generation Adequacy: Why an ICAP Mechanism is Needed as Part of Standard Market Design // Electricity Journal. - 2002. - Vol. 15, Issue 7. - P. 53-62.
2. CRAMTON P., STOFT S. A Capacity Market that Makes Sense // Electricity Journal. - 2005. - Vol. 18, Issue 7. - P. 43-54.
3. [Jelektronnyj resurs]. - URL: https://so-ups.ru/index.php?id=markets
4. [Jelektronnyj resurs]. - URL: https://www.np-sr.ru/ru/market/wholesale/index.htm
5. Federal Law «On the Electricity Industry» dated March 26, 2003 No. 35-FL.
6. Chukreev, Yu.Ya. Vliyanie sostavlyayushchih rashodnoj chasti balansa moshchnosti na proceduru konkurentnogo otbora moshchnosti EES Rossii [Influence of the components of the expenditure part of the power balance on the procedure for competitive power take-off of the UES of Russia / Yu.Ya. Chukreev, M.Yu. Chukreev // Metodicheskie voprosy issledovaniya nadezhnosti bolshih sistem energetiki: Vyp. 71. Nadezhnost energosnabzheniya potrebitelej v usloviyah ih cifrovizacii. V 3-h knigah [Methodological issues of research on the reliability of large energy systems: Issue. 71. Reliability of energy supply to consumers in the context of their digitalization. In 3 books]. / Book 1 / Editor-in-chief N.I. Voropay. - Irkutsk: ISEM SO RAN, 2020. - P. 169-178.
7. Guidelines for the design of the power systems development. (Approved by Order the Russian Ministry of Energy dated June 30, 2003, No. 281). Moscow: RF Ministry of Energy, SO 153-34.20.118-2003.
