Оборотная сторона медали

 

Автор

Портнягин Андрей, Начальник отдела коммерческой диспетчеризации ОАО "ТГК-14"

 

    Правилами ОРЭ на данном этапе реформирования зафиксированы определенные принципы оборота электроэнергии и мощности. В данной статье рассматриваются некоторые проблемы взаимодействия поставщиков на ОРЭ с инфраструктурными организациями, сложности ценообразования на РСВ и возможные пути их решения.

    В настоящее время вектор развития электроэнергетики направлен в сторону увеличения доли либерализации свободного рынка и создания конкурентного рынка. Однако уже на одном из первых этапов снижения доли объемов регулируемых договоров (РД) и увеличения доли оборота электроэнергии на рынке "на сутки вперед" (РСВ) представляется сложной ситуация в части ценообразования на РСВ и балансирующем рынке (БР) и взаимодействия субъектов ОРЭ с инфраструктурными организациями. Негативными моментами можно считать следующие:
    1. Принцип узлового маржинального ценообразования с ценопринимающей ступенью не дает объективного показателя спроса и предложения электроэнергии в конкретном узле в определенный час. Введенный механизм подачи ценопринимающей ступени оправдан в качестве гарантии генерации поставлять электроэнергию не ниже его технического минимума (п. 3.1.2 "Регламента подачи ценовых заявок участниками оптового рынка"). Однако в связке с ценообразованием он искажает кривую предложения. Следствием этого является резкое изменение цены на РСВ в течение суток, а также наличие нулевых цен, что само по себе довольно абсурдно. Если поставщик электроэнергии предлагает поставлять ее в пределах своего минимума, то это не означает, что он готов поставлять энергию по нулевой цене. А введенный механизм разделения на технический и технологический минимумы не решает проблему. Поскольку зачастую технический минимум близок к технологическому и является паспортной величиной, на практике возникают проблемы с подачей уведомлений о составе и параметрах оборудования, так как Системный оператор (СО) требует, чтобы технический минимум не превышал технологического.
    Под действием указанных факторов возрастает волатильность цен на РСВ и сложность даже кратковременного прогноза. Скачкообразное изменение цен в разрезе суток, а также установление во второй ценовой зоне цены, являющейся, как правило, ниже регулируемого тарифа, тогда как в первой ценовой зоне картина противоположная, отражены на рисунке. Названную проблему можно считать краеугольным камнем НОРЭМ, поскольку даже в случае уменьшения доли РД она не разрешится. Цены на РСВ формируются на основании ценовых заявок, а минимум генерации не зависит от объемов РД. Возможным решением аспекта данной задачи может стать отказ от ценопринамающей ступени. При этом необходимо, чтобы при определении цен на РСВ учитывались реальные заявки поставщиков в диапазоне от Р мин, а торговый график был не ниже технологического минимума.
    2. Величина объема поставки в значительной степени зависит от определения параметров генерирующего оборудования Системным оператором. Фактически существует зависимость режимов работы генерации от субъективного мнения СО, имеющего возможность, определив технологические рамки работы поставщиков в виде прогнозного диспетчерского графика (ПДГ), создать загрузку либо разгрузку станции (п. 3.2 "Регламента актуализации расчетной модели"). При этом отсутствует механизм компенсации поставщикам понесенных убытков вследствие такой загрузки (или разгрузки). Первым шагом к решению данной проблемы должна стать открытость информации СО, а также обоснованность принятия решения об изменении состава оборудования поставщика. Допустимо, чтобы подобные решения принимались коллегиально с участием комиссии от поставщиков.
    3. Существует сложность прогнозирования потребления электроэнергии на собственные нужды станции и подачи установленных величин на сайт СО. Связанно это с тем, что для прогнозирования потребления необходимо знать ПДГ, который, однако, поступает участникам позже, чем необходимо для подачи уведомления потребления на собственные нужды. В результате увеличивается объем отклонений по собственной инициативе в ГТП потребления. В этом случае обоснована позиция СО, так как для сведения электрического баланса и формирования ПДГ необходимо знать собственное потребление станций. Тем не менее, если СО изменяет состав оборудования относительно предоставленного участником, то об этом следует уведомить поставщика, чтобы он скорректировал потребление на собственные нужды.
    4. Имеются определенные несоответствия предоставления в филиалы СО информации о составе и параметрах генерирующего оборудования в части сроков. В соответствии с "Регламентом подачи уведомлений участниками оптового рынка", участник ОРЭ должен уведомить о составе и параметрах генерирующего оборудования не позднее суток (Х-2), а на основании Положения о порядке оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, изменение эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, находящихся в диспетчерском управлении или ведении диспетчера, должно оформляться заявкой независимо от наличия утвержденного плана ремонтов или технического обслуживания. При этом сроки подачи заявок по Положению составляют три или четыре дня в будничные или выходные дни соответственно. Особенно остро стоит вопрос о вводе и выводе основного генерирующего оборудования в резерв. Решением данной проблемы должно стать Положения к Регламентам ОРЭ в части сроков подачи заявок.
    5. Не всегда существуют экономические стимулы для поддержания оперативно-диспетчерской дисциплины. Принципы действия БР направлены на стимулирование участников к максимальному приближению фактической поставки электроэнергии к диспетчерскому графику, т. е. поставщику всегда должно быть невыгодно увеличивать объемы отклонений по собственной инициативе (ИС) и, напротив, выгодно увеличивать объемы по внешней инициативе (ИВ). Однако в период действия НОРЭМ возникали такие ситуации, когда станциям ОАО "ТГК-14" было удобно поставлять электроэнергию в меньших объемах, чем обозначено в диспетчерском графике, и докупать недостающие по ценам БР. В целом за четыре месяца 2006 г. и I квартал 2007 г. цена на покупку на БР по ИС- и поставку по ИВ+ по всем станциям ОАО "ТГК-14" сложилась ниже регулируемого тарифа на электроэнергию, что говорит о неэффективном стимулировании механизмов БР к поддержанию оперативно-диспетчерской дисциплины. Такая ситуация сложилась именно с введением НОРЭМ. При ценообразовании в секторе отклонений помимо индикаторов применялись тарифы, утвержденные ФСТ для поставщиков. При этом покупка ИС- была не ниже одноставочного тарифа, а поставка ИВ+ - не ниже ставки за энергию (таблица). Таким образом, для экономического стимулирования БР кроме индикаторов и цен РСВ необходимо также использовать регулируемые тарифы поставщиков.
    Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что без решения проблем, связанных с ценнобразованием и взаимодействием поставщиков с СО и НП "АТС", создание конкурентного рынка электроэнергии со стабильным положительным эффектом от оборота на ОРЭ представляется невозможным.

    Владимир Егоров
    технический эксперт ЗАО НПП "ЭнергопромСервис" (ЭНПРО)

    Переход на новую модель оптового рынка электроэнергии был обусловлен рядом проблем, связанных, в частности, с ценообразованием. Несмотря на то, что ОРЭ не в полной мере отображал реальность торгов, НОРЭМ позволил ликвидировать ряд "пробелов". Вместе с тем появились новые сложности, одна из которых, как справедливо отмечает автор статьи, касается действий генерирующих компаний на рынке "на сутки вперед" (РСВ) и на балансирующем рынке (БР). С появлением НОРЭМ электростанциям в отдельных случаях стало выгоднее недогружать генераторы, а компенсировать недостающую выработку на БР. В целях поддержания оперативно-диспетчерской дисциплины при ценообразовании на БР помимо индикаторов и цен РСВ важно также принимать во внимание регулируемые тарифы поставщиков электроэнергии.
    Для решения проблем ценообразования необходимо привлекать всех активных участников рынка: поставщиков и покупателей электроэнергии, а также инфраструктурные организации, такие как Системный оператор и НП "АТС".