Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

Рынок мощности в электроэнергетике России (Статья 1)

08 октября 2017

Для нормальной работы электростанциям необходимо оплачивать затраты на выработку электроэнергии (условно-переменные затраты) и затраты, связанные с поддержанием оборудования в готовности для возможности выработки электроэнергии (условно-постоянные затраты).

Необходимо разделять условно-переменные и условно-постоянные затраты,  т.к.  оптимизировать  режим работы энергосистемы возможно только зная фактические затраты  электростанций, отраженные в ценовых заявках на выработку электроэнергии.

Немного истории. С момента появления первых электрических станций и до 2009 г. в России электростанциям  оплачивали  установленную мощность, с 2010 г. — располагаемую (при этом тариф на мощность увеличился  на  коэффициент  отношения  установленной  мощности  к располагаемой при неизменной величине оплаты за мощность). Федеральная  служба  по  тарифам  (ФСТ) рассматривала  сметы  затрат электростанций на выработку планового объема электроэнергии и утверждала каждой станции тариф на электроэнергию и на мощность.

Начиная  с  2007  г.  под  руководством А. Чубайса, бывшего в то время  председателем  правления  РАО ЕЭС, и Ю. Удальцова, бывшего руководителем оперативного штаба Центра управления реформой, началось активное реформирование системы оплаты мощности электростанциям. Посмотрим, что получилось в итоге.

Сегодня  для  определения  тарифа  на  мощность  используется  конкурентный отбор мощности (КОМ). Рассмотрим общий порядок проведения КОМ. На основе прогноза потребления Системный оператор определяет потребность в мощности электростанций  на  следующий  год  по каждой  зоне  свободного  перетока (ЗСП). Электростанции подают Системному оператору заявки, в которых указывают располагаемую мощность на каждый месяц предстоящего года и желаемую цену оплаты 1 МВт мощности.  Предельный  размер  цены на мощность утверждает Правительство  РФ.  Федеральная  антимонопольная служба (ФАС) до проведения КОМ определяет ЗСП, в которых КОМ проводится с использованием предельного размера цены на мощность. Затем вступает в действие процедура конкурентного отбора мощности. В графическом виде алгоритм отбора ценовых заявок поставщиков хорошо иллюстрирует презентация «Конкурентный отбор мощности на 2014  год»  (рис.  1),  представленная Ф.  Опадчим,  заместителем  Председателя Правления Системного оператора,  на  Всероссийском  семинаре-совещании «Тарифное регулирование в 2013 году и задачи органов государственного регулирования на 2014 год».

Опишем  принцип  определения цены КОМ. Системный оператор составляет ранжированный список ценовых заявок электростанций для покрытия потребления в данной ЗСП. Отбрасываются наиболее дорогие ценовые заявки, покрывающие 15% потребления (15% потребления в Первой ценовой зоне, 10% во Второй ценовой зоне) и ценовая заявка, являющаяся последней перед «дорогими» заявками — цена «срезки». Цена КОМ устанавливается равной максимальной ценовой  заявке  в  оставшемся  списке ценовых заявок. Оплата мощности станций, подавших «дорогие» заявки, а также последней перед «дорогими» станции осуществляется по цене  заявки  участника  рынка.  Цена КОМ — это цена оплаты мощности всех остальных ТЭС, в том числе подавших  «ценопринимающие»  заявки, на предстоящий год. Станциям, заключившим «свободные договоры на поставку мощности», мощность  оплачивается  по  цене  договора.  Оплата  мощности  станциям, поставляющим мощность в вынужденном режиме, производится по тарифу ФСТ. Есть нюансы, но это основные правила.

Попробуем их проанализировать.

Первое, что вызывает вопрос, — обоснование  построения  системы оплаты  мощности  по  схеме  КОМ. Никаких  теоретических  выкладок, преимуществ перед предыдущей системой  (определение  тарифов  Федеральной службой по тарифам) авторы КОМ не приводят (видимо, их просто не существует), а просто предлагают регламент без какихлибо доводов и объяснений. Не проводится также и критический анализ правил проведения КОМ (причины неустойчивого ценообразования, сравнение суммарной величины платы за мощность по сравнению с платой, определенной по тарифам ФСТ, и др.).

Второе — любое изменение правил должно отталкиваться от недостатков предыдущей системы. Какие недостатки были в прежней системе определения тарифов на мощность? Насколько может судить автор, главный недостаток состоял в том, что тариф на мощность определялся в регулирующем органе для каждой электростанции «вручную», для рассмотрения  смет  большого  количества электростанций требовалось много времени и трудозатрат, следовательно, имели место субъективные подходы  и  связанные  с  ними  ошибки. Кроме того, у поставщиков не было стимулов к снижению издержек. Не было методики вывода с рынка устаревших мощностей. Возможно, существовали еще какието слабые места, о которых автор не знает. Новая система должна была исправить недостатки предыдущей системы расчета тарифов на мощность: исключить субъективный подход при установлении тарифов, стимулировать электростанции  к  снижению  издержек и предложить способ избавления от устаревшего оборудования, сохраняя положительные стороны прежней системы — обеспечение электростанций средствами на поддержание работоспособности  электростанций при нормативной рентабельности.

Система  определения  тарифов на мощность с помощью КОМ решила в основном первую задачу — уход от «ручного» определения тарифов. Увы, решив незначительную проблему алгоритмизации назначения тарифа,  получили  другие  проблемы, более существенные. А именно: все тепловые электростанции, получившие тариф КОМ, совершенно разные по типу и величине установленной мощности, объективны — в силу конструктивных особенностей имеющие разные условно-постоянные затраты (затраты на обслуживание, ремонт и т.д.) получают одинаковый тариф на мощность. Более того, поставщики могут подавать так называемые ценопринимающие  заявки  на  оплату мощности. То есть средства на оплату условно-постоянных затрат, которые и называются постоянными, в условиях действующей системы оплаты могут принимать совершенно разную  величину!  Станции,  подавшие ценопринимающие заявки, получают тариф, который может не покрывать/перекрывать с большой переплатой  условно-постоянные  затраты. И то, и другое — плохо.

В список станций, не прошедших КОМ, а стало быть, не получивших оплату  за  мощность,  попали  многие ТЭЦ. Электростанции, отапливающие города, с КПД использования топлива более 80%, существенно более высоким, чем у конденсационных (~30—45%), оказываются «неэффективными». Не получив плату за мощность,  но  работая  дальше  в  обязательном порядке (для отопления города), ТЭЦ лишаются необходимых  для модернизации оборудования финансов, и в результате ситуация только ухудшается.

Процедура  определения  тарифов на оплату мощности называется «конкурентный отбор мощности». А в чем, собственно, заключается конкуренция? При избытке мощности на рынке не оказаться хуже всех при подаче ценовой заявки в КОМ? При дефиците мощности (как во второй ценовой  зоне)  никакой  конкуренции не  существует  в  принципе.  Станция с любой ценовой заявкой пройдет КОМ, ее мощность будет оплачена либо по тарифу ценовой заявки, рассмотренной и утвержденной ФСТ (в случае подачи «дорогой» заявки), либо по тарифу выше подаваемой заявки — по цене КОМ (в случае подачи заявки ниже тарифа КОМ).При организации оптового рынка электроэнергии на основе двусторонних договоров мощность, видимо, тоже будет оплачиваться по этим же договорам. Возникнет ситуация: кто будет ближе к дешевым поставщикам, в том числе ГЭС, тот будет в выигрыше. У покупателей возникнет стимул заполучить «дешевых» поставщиков. Какие при этом будут применяться методы? Очень возможно, что коррупционные. А кто будет заключать договоры с «дорогими» поставщиками — честные неудачники? Складывается  впечатление,  что авторы реформы оплаты мощности взяли за основу систему ценообразования на рынке электроэнергии (ценопринимание, маржинальное ценообразование, уравнивание цены для электростанций разных типов), систему, которая сейчас активно критикуется, признана неудовлетворительной,  обсуждаются  вопросы  ее замены. Рынок  мощности  в  существующем  виде  привел  к  нижеприведенным результатам.

1.  Увеличена  суммарная  плата  за мощность поставщикам покупателями относительно того, если бы оплата производилась по тарифам ФСТ.

2.  Станции,  получившие  тариф КОМ, получают одинаковый тариф  вне  зависимости  от  объективно необходимых затрат.

3.  Тариф на мощность, определенный по итогам КОМ, может существенно зависеть от ценовых заявок одногодвух поставщиков, что приводит к неоправданной волатильности цены КОМ.

4.  Ухудшается финансовое положение ТЭЦ — наиболее экономичных  при  производстве  электроэнергии и тепла электростанций, — не прошедших КОМ.

5.  Возникли нерешаемые вопросы по теплоснабжению.

Если по итогам определения тарифов на мощность ТЭЦ не прошла КОМ, но не подлежит закрытию по условиям теплоснабжения, то было бы логичным потребовать от станции план мероприятий по модернизации оборудования с последующим рассмотрением в ФСТ и финансовым обеспечением.

То, что сегодняшний рынок мощности  не  предлагает  решения  проблемы  неэффективной  генерации, признают и его разработчики.

Ф. Опадчий на уже упомянутом Всероссийском  семинаре-совещании «Тарифное регулирование в 2013 году и задачи органов государственного регулирования на 2014 год» указал, что пока не существует механизмов  вывода  из  эксплуатации  неэффективной генерации, привязанной к выработке тепла (рис. 2).

КОМ определяет эффективность/неэффективность ТЭЦ только на основании тарифов на мощность при выработке  электроэнергии,  а  ведь ТЭЦ строились как наиболее эффективный  комбинированный  источник электроэнергии и тепла. И оценивать, является станция эффективной или неэффективной, необходимо  с  точки  зрения  эффективности использования топлива (выработки электроэнергии и тепла). Организация рынка мощности, учитывающая расходы  на  содержание  мощности для выработки только электроэнергии, неправильна в принципе. Вследствие  неправильной  организации определения тарифов на мощность многие ТЭЦ оказываются «неэффективными», ставится вопрос о выводе электростанции из эксплуатации, что в свою очередь рождает множество серьезных проблем.

Одной из задач КОМ является вывод неэффективных электростанций из эксплуатации.

В  презентации  Ф.  Опадчего  показано, что КОМ данную задачу не решает, но решать ее надо. Как же быть? Автор статьи предлагает следующий путь. Эффективность  работы  каждой электростанции можно оценить по нескольким  параметрам:  КПД  использования топлива, платежный баланс, ценовые заявки на выработку электроэнергии и оплату мощности, состояние  оборудования,  условия работы  персонала,  вопросы  теплоснабжения, выработка электроэнергии и др. Если установить каждому параметру свой весовой коэффициент, то при анализе отчетных форм, обобщая все коэффициенты, можно определить станции, работа которых неэффективна.

 Работу электростанций, по данным отчетности признанными неэффективными, должна анализировать  комиссия, состоящая из представителей собственника станции, местных властей, ФСТ, Системного оператора  и, возможно, еще каких-либо участников. После всестороннего анализа финансов, эффективности менеджмента, вопросов теплоснабжения, состояния  оборудования  и  т.п.  комиссия должна принимать решение о  дальнейшей  судьбе  электростанции — модернизировать оборудование, выводить из эксплуатации, изменять финансовые потоки и т.д.

Зарубежный опыт организации рынков мощности

А как обстоят дела с оплатой мощности электростанций за рубежом?

Конструкция  энергетического рынка каждой страны (региона) является  уникальной,  и  не  существует признанного стандарта в способе оплаты мощности электростанций.

В  соответствии  с  обеспечением надежности энергосистемы все существующие в мире рынки можно разделить на пять групп [1]:

1)  рынок без оборота мощности;

2)  рынок с регулируемыми платежами за мощность;

3)  двусторонний рынок мощности;

4)  краткосрочный  централизованный рынок мощности;

5)  долгосрочный централизованный рынок мощности.

Рынки без оборота мощности

К рынкам, где торгуется только  электроэнергия,  потребители не  оплачивают  готовность  генерирующих  объектов,  а  поставщики электроэнергии не получают платежей за мощность. В периоды низкого  спроса  цена  на  электроэнергию находится на относительно низком уровне.  В  период  пикового  потребления востребованными являются практически все мощности энергосистемы и цены могут возрастать в десятки раз, тем самым позволяя генераторам получать возмещение постоянных затрат и прибыль. Пример подобного  ценового  всплеска  приведен на рис. 3: цены на эстонском рынке  (является  частью Nord  Pool) на несколько часов выросли с уровня 50 до 2000 евро/МВт·ч. Хотя данный всплеск по своей величине нельзя назвать типичным, он в целом хорошо отражает логику работы рынка электроэнергии.

Неконтролируемые ценовые пики несут в себе риски злоупотребления монопольным положением производителей. Поскольку потребители не могут в реальном времени отреагировать на повышение цены, производители имеют возможность поднять ее до сколь угодно высоких значений. Поэтому на рынках применяется ограничение цен (price cap)на электроэнергию.  На Nord  Pool, например, оно составляет 2000 евро/МВт·ч, на канадском рынке AESO— 1000 долл./МВт·ч, на австралийском NEM —  7850  долл./МВт·ч.  Рынки без оборота мощности имеют относительно простую конструкцию, но в то же время обладают существенными недостатками:

  • отсутствует  в  явном  виде  механизм обеспечения достаточного объема мощности на рынке; таким образом, рынок не гарантирует наличие генерации в объеме,  достаточном  для  покрытия спроса;
  • существует  риск  установления слишком высокой или слишком низкой величины price cap-регулятором, что приведет к излишней ценовой нагрузке на потребителей либо недостатку установленной мощности;
  • у регулятора возникают сложности с мониторингом злоупотребления монопольным положением, поскольку заявки производителей не соответствуют их переменным издержкам.

Рынок с регулируемыми платежами за мощность

Рынок,  где  поставщикам  оплачивается  электрическая  мощность по  административно  определенному государством тарифу, существует  в  Испании,  Южной  Корее,  странах  Южной  Америки  (Аргентина, Чили, Колумбия, Перу). В обмен на оплату  мощности  поставщики  обязуются поддерживать оборудование в состоянии готовности к выработке электроэнергии, а за нарушение данных обязательств на владельцев электростанций налагаются штрафы.В  связи  с  тем  что  поставщики (или часть поставщиков) получают возмещение постоянных затрат (или их части) в составе платежей за мощность, ценовой потолок на подобных рынках устанавливается ниже, чем на рынках без оборота мощности, соответственно снижаются колебания

цен на электроэнергию. В то же время у регулятора рынка возникает необходимость создать механизм сбора с потребителя тех средств, которые уходят на платежи за мощность генераторам. Как правило, этот механизм представляет собой фиксированную надбавку к цене каждого мегаватт-часа, который обращается на рынке.

Преимущества:

· наличие удобного механизма, позволяющего  регулятору  в  «ручном» режиме регулировать объем мощности, доступной на рынке;

· снижение волатильности рынка электроэнергии,  установление более низкого ценового порога;

· возможность  снижения  объема  платежей,  необходимых  для поддержания надежности, в случае адресации платежей за мощность  только  «новым»  электростанциям.

Недостатки:

эффективность рынка ставится в зависимость от «ручного» воздействия регулятора, определяющего размеры тарифов; отсутствие  прозрачных  правил определения тарифа на мощность создает  дополнительные  риски для инвесторов, что приводит к увеличению требуемой ими премии за риск;

· «плоское» разнесение платежной нагрузки  на  потребителей  приводит к снижению стимулов для сглаживания графика потребления — мощность одинаково оплачивается и в часы ее дефицита, и в часы ее избытка

Кроме  того,  хотя  возможность оплаты  только  «новой»  мощности выглядит привлекательной для снижения нагрузки для потребителей, в долгосрочном периоде такое решение приводит к возникновению различных рыночных дисбалансов. Ввод новой электростанции, призванной увеличить величину резервов, приводит  к  повышению  конкуренции на рынке электроэнергии, в результате чего снижается выручка старых станций. Если старые станции платежей за мощность не получают, то для части из них станет целесообразным уйти с рынка (либо собственники могут принять решение об их реконструкции). В результате этого на рынке будут наблюдаться следующие тенденции:

· ускоренный  вывод  существующей мощности из эксплуатации, что не позволяет сделать объем резервной мощности в энергосистеме стабильным;

· повышение  доли  электростанций, получающих оплату за мощность.

Также в силу непрозрачности системы  принятия  решений  о  выборе поставщиков, которые получают оплату мощности, в данной модели рынка возникает риск принятия регулятором неоптимальных решений.

Двусторонний краткосрочный рынок мощности

Фактически это рынок мощности, состоящий из двусторонних контрактов между его участниками. Стандартизованного договора и определения товара «мощность» при этом не существует. Следует отметить, что доля мощности, приобретаемой по краткосрочным договорам, на рынке SPP административно  ограничена  25% для каждого участника, поэтому на большую часть мощности участники должны иметь долгосрочные права собственности.

Преимущества:

· в явном виде заданы требования по величине необходимой мощности для участников рынка, что позволяет обеспечить необходимый уровень надежности энергосистемы;

· поскольку участники рынка мощности большую часть потребностей в мощности обеспечивают собственными  генерирующими объектами,  общий  объем  платежей  за  мощность  на  оптовом рынке является небольшим, что позволяет  избежать  публичного  обсуждения  вопроса  излишней ценовой нагрузки на потребителей.

Недостатком  является  то,  что участники  рынка  в  сумме  оплачивают тот же объем мощности, что и при централизованных торгах, а общие издержки по поддержанию необходимого объема мощности могут оказаться выше изза непрозрачности и фрагментированности рынка. Кроме  того,  горизонт  обязательств в один год не позволяет Системному оператору привлечь дополнительную мощность в случае обнаружения ее дефицита.

Централизованный краткосрочный рынок мощности

Системный  оператор  определяет спрос на мощность для каждого  участника  рынка  как  сумму  его прогнозного пикового потребления электроэнергии и требуемого объема резервов.Из спроса на мощность вычитаются  объемы  мощности,  которые принадлежат участнику на праве собственности, а также приобретенные им в рамках двусторонних договоров. Таким образом, Системный оператор определяет,  сколько  мощности  на торгах должен купить каждый участник, а также суммарный объем мощности, приобретаемый на торгах.Владельцы генерирующих объектов подают заявки на продажу мощности, указывая предлагаемый объем и минимально требуемую цену.

Системный оператор отбирает заявки с наименьшими ценами в объеме, который необходимо суммарно приобрести на торгах.

Цена на мощность для поставщиков и потребителей устанавливается равной наибольшей цене, указанной в прошедших отбор заявках.

Следует отметить, что централизованный аукцион является лишь дополнительным инструментом покупки и продажи мощности. Участники рынка не ограничиваются в заключении двусторонних договоров либо в  строительстве  собственной  мощности.

По сравнению с двусторонними рынками у данной модели можно выделить следующие преимущества:

· за счет наличия стандартизированного контракта на мощность снижаются транзакционные издержки участников рынка;

· потребители  получают  стимул сглаживать  графики  потребления с целью сокращения платежей за мощность.

В то же время, несмотря на то, что краткосрочные рынки мощности эффективно  решают  вопрос  сохранения  на  рынке  существующей  генерации,  их  способность  привлекать инвесторов  в  строительство  новых мощностей может быть поставлена под сомнение. В случае если в энергосистеме наблюдается дефицит генерирующей  мощности,  на  рынке устанавливается  высокая  цена  на мощность, что должно быть стимулом  для  инвестиций  в  генерацию. Но в тот момент, когда новая электростанция будет введена в эксплуатацию, на рынке возникнет резерв мощностей, и цена резко упадет. Таким образом, поставщики электроэнергии  получают  долгосрочный стимул  сохранять  дефицит  мощности с целью избежать падения цены. Кроме того, слабая предсказуемость цен затрудняет привлечение финансирования  под  проекты  строительства генерации.

При организации рынка мощности в явном виде возникает «проблема прозрачности». Хотя при любой модели рынка потребители оплачивают  издержки  содержания  резервов  мощности,  лишь  централизованный  рынок  позволяет  им  осознать,  насколько  дорого  обходится бесперебойное  электроснабжение. Вследствие  этого  введение  централизованного рынка мощности часто встречает  сопротивление  со  стороны потребителей и широкой общественности.

Централизованный долгосрочный рынок мощности

В отличие от предыдущей модели  на  данных  рынках  покупатели обязаны  приобретать  мощность  за несколько лет до начала периода поставок.

Цена по результатам торгов определяется в точке пересечения кривой спроса, определяемой регулятором, и точки предложения, которая формируется на основе ценовых заявок поставщиков. Цена наклонной кривой спроса на мощность растет при недостатке мощности и снижается при ее избытке.

Из достоинств можно выделить то, что долгосрочный рынок мощности позволяет Системному оператору заблаговременно  обеспечить  необходимый объем резервов мощности, а инвесторам в строительство генерации — принимать решения в условиях большей прозрачности и определенности. Кроме того, поскольку проекты строительства новых мощностей на долгосрочных аукционах могут напрямую конкурировать с существующей генерацией, на рынке повышается конкуренция.

В то же время существуют недостатки: рынок становится зависимым от  прогноза  спроса  на  мощность, определяемого Системным оператором на несколько лет вперед — в случае завышенных ожиданий по росту энергопотребления  потребителям придется оплачивать больший объем мощности, нежели тот, который нужен для поддержания надежности в энергосистеме. Форвардные обязательства  увеличивают  риски  неисполнения генераторами своих обязательств.

Как видно из приведеной таблицы, не существует какой-либо единственно правильной системы оплаты мощности. Концепции оплаты мощности  не  привязаны  к  какой-либо определенной модели рынка электроэнергии.

В  каждой  стране  система  оплата мощности электростанций выбиралась исходя из конкретных задач, стоящих перед разработчиками правил  рынка  в  определенный  период времени.

Выводы:

1.  Рынок мощности ЕЭС России в существующем виде не решает актуальных задач электроэнергетики России (финансирование строительства новых электростанций, вывод  из  эксплуатации/реконструкция устаревших теплогенерирующих  мощностей),  приводит к неоптимальной оплате существующих  мощностей  и  должен быть отменен.

2.  До  разработки  правил,  свободных от недостатков КОМ, определение тарифов на мощность для электростанций  целесообразно передать ФСТ.