Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

О некоторых проблемах конкурентного оптового рынка электроэнергии

02 ноября 2017

Введение

В конце 2010 г. формально закончилось реформирование электроэнергетики России, начатое в 2001 г., по переходу к конкурентному рынку со свободными ценами электроэнергии. Возникло множество проблем, и фактически ни одна из официально провозглашавшихся целей реформы не достигнута. Цены на электроэнергию резко возросли, энергооборудование стареет, растет аварийность и др. Состояние нашей электроэнергетики сейчас гораздо хуже, чем было до начала реформы. О недостатках конкурентного рынка электроэнергии свидетельствует и зарубежный опыт (см., например, [1]).

Переход от рынков с регулируемыми ценами к конкурентному рынку со свободными ценами электроэнергии, называемый «дерегулированием», приводит к отрицательным последствиям, иногда очень тяжелым, как это случилось в штате Калифорния США, провинции Онтарио Канады, в Бразилии, Аргентине, Чили.

Недостатки конкурентного рынка обусловлены особыми свойствами электроэнергетических систем (ЭЭС), которые приводят к крайнему несовершенству (в терминах микроэкономики) электроэнергетического рынка [2]. В числе таких свойств можно указать: специализированный транспорт электроэнергии (по проводам), совместное (одновременное) производство электроэнергии всеми электростанциями, большая капиталоемкость и длительные сроки строительства электростанций, положительный эффект «масштаба» и др. В электроэнергетике не выполняются практически все условия (требования) совершенной конкуренции, и их невозможно создать никакими организационными мерами и правилами. В частности, создание рынка мощности (в дополнение к рынку электроэнергии) усугубляет несовершенство рынка, так как совершенная конкуренция требует торговли «одним стандартизованным товаром». Поэтому и требуется государственное (региональное, муниципальное) регулирование цен электроэнергии. Освобождение цен (дерегулирование) закономерно приводит к одному из видов несовершенного рынка – олигополии* со всеми вытекающими последствиями.

Опыт функционирования спотовых рынков электроэнергии за рубежом выявил множество их недостатков. Одним из серьезных из них являются чрезвычайная изменчивость и нестабильность цен (volatility); манипуляции производителей при подаче ценовых заявок, вследствие чего цены не соответствуют фактическим издержкам производства; недостаточная устойчивость и запоздалость ценовых сигналов для привлечения инвестиций в развитие генерирующих мощностей; далекие от оптимальных режимы электростанций при установлении их Администратором торговой системы (АТС) по ценовым заявкам производителей и др.

Теоретический анализ, проведенный в [2] с учетом особых свойств электроэнергетических систем, показал, что создание спотовых рынков в электроэнергетике противоречит теории микроэкономики. Эти площадки не являются настоящими краткосрочными рынками, на которых формируются цены товаров. Стоимость электроэнергии какой-либо электростанции зависит от средних (удельных) общих издержек производства, которые включают в себя как переменные, так и постоянные «компоненты». Такие средние (на 1 кВт·ч) общие издержки можно определить лишь по

интегральным результатам работы электростанции за краткосрочный период (как правило, год) в целом. Рассчитать их для какого-то отдельного часа суток невозможно.

Цены на оптовом рынке для покупателей

По правилам оптового рынка покупатели оплачивают прием электроэнергии с оптового рынка по узловым ценам расчетной модели единой энергосистемы РФ (ЕЭС). Просматривая цены на БР, можно увидеть, что в отдельных узлах они часто более чем вдвое превышают среднюю величину цен по ОЭС Сибири, а в некоторых узлах опускаются до нуля. В таблице приведены данные о ценах на РСВ и БР, опубликованные на сайте БР.

Цены на РСВ и БР за 16 августа 2010 г. в ОЭС Сибири, руб/МВт∙ч.

Час

Средняя цена РСВ 

Максимальная цена РСВ

Минимальная цена РСВ

Средняя цена БР 

Максимальная цена БР

Минимальная цена БР

1-й

422

475

237

464

554

0

15-й

572

914

0

561

915

0

20-й

552

880

373

519

988

364

Стоимость электроэнергии с оптового рынка, принимаемой потребителями разных узлов расчетной схемы, неодинаковая. Цена на электроэнергию на спотовом рынке чрезвычайно подвижна» — в соседних часах она может отличаться на десятки процентов. Это наглядно иллюстрируют графики, взятые с сайта балансирующего рынка (рис. 1).

Рис. 1 Цены на РСВ и БР в ОЭС Сибири за 17 августа 2010 г.

Кроме того, узловые цены меняются с изменением схемы, состава оборудования, нагрузки на прилегающих электростанциях, ценовых заявок поставщиков и других факторов, которые не имеют никакого отношения к потребителям электрической энергии. Потребители не способны регулировать свою нагрузку в режиме реального времени в зависимости от стоимости электроэнергии. В этом заключается так называемый первый органический недостаток спроса [5, стр.51]. Для покупателей имеет смысл только суммарная величина начислений за прием электроэнергии с ОРЭМ за месяц (расчетный период). Следует отметить, что энергосбытовые компании определяют месячную цену на электроэнергию для своих розничных покупателей как средневзвешенную цену рынка «на

сутки вперед» и балансирующем рынке по всем узлам точек поставки за истекший месяц (с добавлением коэффициента, учитывающего собственные расходы энергосбытов).

Финансовые расчеты покупателей и поставщиков должны сходиться только в одном — сумма платежей покупателей за расчетный период у них должна быть равной. Исходя из этого посыла, можно кардинально улучшить функционирование оптового рынка: устанавливать цены на электроэнергию не по узлам расчетной схемы, а более укрупненно — по зонам свободного перетока (ЗСП). Это помогло бы выровнять экономические условия покупателей в части стоимости электроэнергии, существенно упростить алгоритм расчетов и сделать цены публичными.

Появится также возможность проверки и корректировки стоимости поставок электроэнергии покупателям, необходимость в которых давно уже назрела, так как сегодня любые ошибки в расчете торгового графика, выявленные даже на следующий после расчетного день, невозможно исправить, что приводит к конфликтным ситуациям между участниками рынка и инфраструктурными организациями.

Если будет заранее установлено определенное соотношение цен для покупателей на электроэнергию по часам суток, то предприятия смогут перестраивать технологии для выравнивания графика потребления. Это несколько сгладит неравномерность графиков нагрузки и будет способствовать сокращению издержек тепловых электростанций, а значит, и удешевлению электроэнергии.

Пилообразные графики

С введением конкурентного рынка электроэнергии кардинально изменились графики нагрузок тепловых электростанций (ТЭС) — во многих случаях они стали нестабильными, пилообразными. До этого режимы электростанций оптимизировались по характеристикам относительного прироста затрат на топливо, и это обеспечивало постоянство графиков нагрузок на ТЭС. При конкурентном рынке при оптимизации режимов используется целевая функция минимума стоимости поставок электроэнергии на ОРЭ, по ценовым заявкам производителей, при этом не учитываются затраты, связанные с износом и сокращением срока службы основного и вспомогательного оборудования электростанций при неравномерности графиков нагрузки, а они весьма ощутимы.

Нестабильные режимы работы влекут за собой серьезные негативные последствия для основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Частые изменения режимов приводят к появлению трещин на внутренних и внешних поверхностях ЦВД, стопорных и регулирующих клапанов, периферийных и аксиальных уплотнений и другого вспомогательного оборудования вследствие термической усталости металла. Имеют место сбои в работе электрооборудования. Увеличивается повреждаемость генераторов. При этом, как свидетельствует статистика, возможны механические повреждения, ухудшение изоляции, ослабление вязок, бандажей, отвинчивание и ослабление затяжки гаек на шпильках и т. д. Увеличивается вероятность термоусталостных повреждений высокотемпературных деталей (в первую очередь, роторов ЦВД турбины).

Существенно падает экономичность энергетического оборудования — при переходных процессах, связанных с регулированием электрической нагрузки, потери за один цикл нагружения — разгружения составляют от 5 до 15 т у. т. [3].

Частые пуски и остановы снижают ресурс вспомогательного оборудования из-за усталости и термической усталости. Разрушение усталостного характера можно наблюдать на валах или лопатках дымососов и вентиляторов [3].

На рисунке 2 и 3 в качестве примера представлены плановый график Ново-Иркутской ТЭЦ от 7 февраля 2011 г. и плановый график (ПБР) нагрузки Назаровской ГРЭС ТГ 4-6 за 1.04.2013

Рис. 2 Плановый график Ново-Иркутской ТЭЦ, 7 февраля 2011 г.

Рис.3 Плановый график (ПБР) нагрузки Назаровской ГРЭС ТГ 4-6 за 1.04.2013

Пилообразные графики нагрузок ТЭС, как правило, не вызваны какими – либо сетевыми или балансовыми ограничениями, это результат оптимизации с использованием указанной целевой функции.

Между тем в ОЭС Сибири благодаря большой доле ГЭС тепловые электростанции имеют возможность работать в основном с равномерными графиками нагрузки. Анализ плановых графиков (ПБР) показал наличие большого количества изменений нагрузки тепловых электростанций, не вызванных технологическими причинами.

В ОЭС Сибири «пилообразные» графики присутствуют ежедневно, причем практически во всех часах одни тепловые электростанции загружаются, а другие разгружаются.

Например, в плановом режиме за 16 декабря 2012 года было 88 изменений на увеличение нагрузки на ТЭС и 100 изменений на уменьшение. Из 188 изменений планового графика, только 8 было вызвано оперативными уведомлениями об изменении минимума и максимума на электростанциях.

Все остальные изменения в плановых графиках нагрузки были вызваны не технологической необходимостью, а явились следствием оптимизации при расчете целевой функции минимизации затрат на покрытие потребления.

Следует принять во внимание, что основная часть электростанций в России была построена во времена плановой экономики и на сегодняшний день сильно устарела.

Например, в ОЭС Сибири парковый ресурс электростанций исчерпан примерно на 83%. Манипулирование нагрузкой ТЭС при почасовой оптимизации режима ЕЭС приводит к сокращению ресурса работы и без того уже в значительной степени изношенного, весьма дорогостоящего и сложного оборудования. В условиях, когда существует проблема строительства новых электростанций для компенсации выработавшего предельный расчетный ресурс оборудования и покрытия растущего спроса на электроэнергию, работа по пилообразным графикам нагрузки — это неизбежное увеличение дефицита мощности и дополнительное повышение цен на оптовом рынке электроэнергии.

При определении минимальной стоимости поставок электроэнергии на ОРЭМ необходимо учитывать негативные последствия пилообразных графиков в денежном эквиваленте. Представляется, что для этого в целевую функцию оптимизации плановых графиков необходимо ввести параметр «стоимость ущерба для оборудования от изменения нагрузки, руб./МВт», значение которого до расчета нормативов должны задавать сами поставщики.

Возможности планирования равномерных графиков нагрузки на тепловых электростанциях

Разница между минимальным и максимальным суммарным потреблением ОЭС Сибири в сутках составляет от 3000 МВт до 4400 МВт в зависимости от сезона. В тоже время, суммарный диапазон регулирования на гидроэлектростанциях ОЭС Сибири составляет более 8000 МВт. Кроме того, по транзиту Сибирь – Казахстан регулировочный диапазон, в полной схеме, составляет 3400 МВт. Т.е. в ОЭС Сибири есть возможность покрывать неравномерность графика потребления гидроэлектростанциями и внешним перетоком, обеспечивая для тепловых электростанций равномерный плановый график, с загрузкой согласно ценовых заявок.

Таким образом, в модели «Единый покупатель» при планировании режимов можно либо полностью избегать изменения нагрузок на ТЭС, либо свести их количество к единичным случаям, в ремонтных схемах или при перегрузках в каких-либо сечениях.

Возможности снижения цен на электроэнергию на оптовом рынке для покупателей

Наиболее эффективным способом снижения цен для покупателей ОЭС Сибири – является оплата выработки ГЭС по тарифам ФАС.

При сегодняшних правилах оптового рынка гидроэлектростанциям оплачивают выданную электроэнергию по тем же ценам, как и тепловым электростанциям – ценам, сложившимся на оптовом рынке («рынке на сутки вперед» (РСВ) и «балансирующем рынке» (БР)).

Структура расходов на производство электроэнергии на ГЭС хорошо известны — амортизационные отчисления, зарплата, налог на продажу электроэнергии и водный налог, затраты на ремонт оборудования, эксплуатационные расходы, определённая норма прибыли, эти расходы и учитываются при расчетах тарифов ФСТ для ГЭС. В Сибири тарифы ФАС (ФСТ) для ГЭС в 2013 году составляли от 15 до 18 руб/МВтч. В тоже время на сайте балансирующего рынка можно увидеть, что цена электроэнергии на рынке «на сутки вперед» в ОЭС Сибири в настоящее время находилась в пределах 750 – 850 руб./МВтч, причем стоимость поставок электроэнергии на оптовом рынке от тепловых и гидроэлектростанций одного порядка!

Почему цена электроэнергии, поставляемая гидроэлектростанциями на оптовом рынке в 35-40 и более раз выше тарифов ФАС? Ответ очевиден: причиной этого является методика расчетов. Никаких других обоснований для оплаты выработки ГЭС выше, чем по тарифам ФСТ, нет.

Поскольку доля ГЭС в ОЭС Сибири составляет от трети до половины от общей выработки (в зависимости от сезона и приточности), то при оплате ГЭС по тарифам ФСТ, цена электроэнергии для Покупателей должна уменьшиться в ОЭС Сибири в среднем за год на 35-40%.

Кроме того, по сугубо ориентировочным расчетам, при замене маржинального ценообразования, на средневзвешенную стоимость поставки поставщиков, цена электроэнергии для покупателей ОРЭ уменьшится еще примерно на 10%.

Тем самым в рынке «Единый покупатель» может быть решена задача снижения цен для оптовых покупателей.

Роль ценопринимания при оптимизации работы энергосистем.

При оптимизации режимов работы энергосистем оператор использует ценовые и ценопринимающие заявки поставщиков.

Ценовая заявка должна отражать стоимость выработки 1 МВтч на электростанции.

Ценопринимающая заявка – ценовая заявка участника оптового рынка без указания цены на электрическую мощность, отражающая намерение данного участника купить или продать указанный в заявке объем электрической мощности по сложившейся в результате конкурентного отбора цене.

Т.е. электростанции, подавшие ценопринимающие заявки, фактически выпадают из процесса оптимизации режимов работы. Участие в процессе составления планового графика, для электростанций, подающих ценопринимающие заявки, превращается в азартную игру с целью подороже продать производимую электроэнергию.

Поэтому, при использовании ценопринимания как одного из инструментов формирования планового графика, в принципе невозможно получить оптимальный режим.

Перечислим некоторые общие недостатки конкурентного рынка электроэнергии в России.

В существующем на сегодня оптовом рынке электроэнергии, обозначенные выше проблемы решить в принципе невозможно, т.к. они обусловлены самим конкурентным характером взаимоотношений поставщиков и покупателей.

Выводы:

Действующая в ЕЭС России модель оптового рынка электроэнергии:

1. Не содержит в себе источников финансирования строительства новых энергомощностей.

2. Вследствие маржинального ценообразования завышает цены на электроэнергию для покупателей на оптовом рынке от средневзвешенной цены поставщиков.

3. Предусматривает оплату выработки ГЭС по таким же ценам, как и ТЭС, что необоснованно повышает цену на электроэнергию для покупателей.

4. Обуславливает “пилообразные” графики нагрузки у тепловых электростанций, что приводит к увеличению расхода топлива и снижению ресурса основного и вспомогательного оборудования.

Все вышеперечисленные проблемы могут быть решены в рынке “Единый покупатель"


Автор: Эксперт Шурупов В.В.

Автор выражает глубокую благодарность доктору технических наук Льву Спиридоновичу Беляеву (Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН) за неоценимую помощь при написании данной статьи.