Проблема монополизации рынка при изолировании энергорайонов вследствие запирания контролируемых сечений

 

Автор

Меркулов Андрей, Дежурный инженер управления оптовой торговли ОАО «Иркутскэнерго»

 

    В результате конкурентного отбора на оптовом рынке электрической энергии формируются цены для каждого узла расчетной модели, которые различаются на величину стоимости нагрузочных потерь. Вместе с тем в отдельные моменты возникают ситуации, когда разница в ценах определяется не потерями, а системными ограничениями.
    Согласно Перечню определений и принятых сокращений ОРЭ, системные ограничения - это предельно допустимые значения технологических параметров функционирования Единой энергетической системы России, которые включают целый ряд других ограничений, в том числе сетевых [1]. Сетевые ограничения, в свою очередь, характеризуются:

  • максимально допустимым перетоком активной мощности по контролируемым сечениям электрической сети;
  • допустимыми токовыми нагрузками электросетевого оборудования (по линиям электропередачи и трансформаторам подстанций);
  • допустимыми уровнями напряжения в узлах расчетной схемы.
        На ОРЭ может возникнуть ситуация, когда в одном районе имеется избыточное количество электрической энергии по низкой цене, а в другом существует дефицит, обусловленный высокой стоимостью ее производства. Поскольку при конкурентном отборе прежде всего подгружаются станции с наименьшей стоимостью производства, будет иметь место интенсивный переток от избыточного района в дефицитный.
        Если пропускной способности линии недостаточно, чтобы удовлетворить весь спрос дешевой электроэнергией от избыточного региона, произойдет перегрузка, и Системный оператор вынужден будет вводить ограничения на переток, при этом для покрытия спроса в дефицитном регионе он загрузит более дорогую генерацию. Перегрузку электрической сети, которая является самым распространенным видом системных ограничений, также называют запиранием сечения на линии.
        Запертый переток делит рынок на две изолированные зоны, в каждой из которых происходит индивидуальный конкурентный отбор ценовых заявок. Следовательно, устанавливается своя маржинальная цена, которая соответствует цене самого дорогого генератора, электроэнергия которого оказалась востребованной. Поэтому цена в дефицитном регионе, как правило, значительно превышает цену в избыточном.
        Однако в расчетной модели контролируется очень малая доля сечений. Если какой-либо переток периодически запирается, и его ограничения не учитываются расчетной моделью, он никак не влияет на ценообразование на рынке электрической энергии. Вместо этого Системный оператор при расчете электрических режимов ограничивает диапазон допустимой нагрузки электрических станций, находящихся в избыточном регионе, так, чтобы эти станции при конкурентном отборе не были подгружены до объема выработки, который невозможно будет передать через сечение. Кроме того, учет ограничений данного перетока делает процедуру конкурентного отбора более прозрачной и открытой для субъектов рынка, расширяет круг участников, а значит, усиливает конкуренцию.
        Именно с целью расширения расчетной модели, ее универсализации Системный оператор увеличивает число контролируемых сечений, учитываемых при конкурентном отборе. В частности, с 1 апреля 2008 г. в расчетную модель ОЭС Сибири было добавлено шесть новых сечений, находящихся на территории Иркутской области (притом что до этого в области контролировались девять перетоков), одним из которых стала автотрансформаторная подстанция "Таежная".
        "Таежная АТ 220/110" - это небольшая ПС на севере Иркутской области (рис. 1), которая имеет в своем составе два автотрансформатора. Со стороны линий напряжением в 220 кВ она подключена к шинам Усть-Илимской ГЭС, а со стороны напряжения в 110 кВ присоединены генерирующий источник в виде Усть-Илимской ТЭЦ и целый ряд потребителей: город Усть-Илимск, Усть-Илимский лесопромышленный комплекс и т. п. Характерна эта подстанция тем, что уже в апреле на ней наблюдалось запирание сечения.
        На рисунке 2 представлена часть электрической схемы большой расчетной модели. Жирными линиями выделены ГТП Усть-Илимской ГЭС (вверху) и Усть-Илимской ТЭЦ (внизу справа). Тонкой линией обозначена ПС "Таежная АТ 220/110". Как видно из расчетной схемы, данная подстанция является не только единственным элементом в электрической сети между рассматриваемыми ГТП, но и исключительной связью Усть-Илимской ТЭЦ с ОЭС Сибири. Иначе говоря, при запирании контролируемого сечения подстанции "Таежная" часть электрической схемы со стороны линий классом напряжения 110 кВ фактически становится изолированной энергосистемой. В этой мини-энергосистеме происходит собственный конкурентный отбор поставщиков и потребителей электрической энергии с определением индивидуальных цен, которые равняются ценам в заявке Усть-Илимской ТЭЦ и не могут их превышать. Одновременно в остальной части ОЭС Сибири формируются, как правило, более высокие цены.
        Сравним цены в ГТП Усть-Илимской ТЭЦ (GIRKEN 14) и ГТП Усть-Илимской ГЭС (GIRKEN 03) в 2008 г. Средняя разница между стоимостью электрической энергии в рассматриваемых ГТП за январь, февраль и март 2008 г. составила2 руб. Столь малая величина обусловлена незначительными нагрузочными потерями: эти станции находятся в 14 км линии электропередачи друг от друга.
        Между тем в апреле в течение 12 суток в разные часы цены в ГТП севера и ГТП юга различались более чем на 5 руб. В таблице 1 представлено общее число часов, когда была зафиксирована существенная (более 5 руб.) разница в ценах. При этом в отдельные часы эта разница превышала 400 руб. Например, 10 апреля в 24-й час разница цен составила 439 руб., что более чем в 200 раз превышает реальные нагрузочные потери. В этот час электроэнергия в ГТП Усть-Илимской ТЭЦ стоила 426 руб., а буквально в 14 км от нее цена превышала 865 руб.
        Может возникнуть впечатление, что если бы переток не был заперт, то более дешевая генерация изолированного региона привела к снижению цены во всей ОЭС. Но из таблицы 2 видно: когда сечение не насыщено, цены в ГТП У-И ГЭС практически не меняются, в то время как в ГТП У-И ТЭЦ они растут до уровня общесистемных. В данном примере в час, когда переток не заперт, разница составляет 3 руб., но уже в следующий час переток запирается, цены в изолированном регионе падают до уровня заявки станции, а разница увеличивается более чем в 100 раз.
        Одним из преимуществ конкурентных отношений является то, что цены при такой структуре рынка устанавливаются на уровне предельных (маржинальных) издержек производителя. В свете этого основополагающего свойства конкуренции становятся очевидными негативные последствия возможного изолирования региона с малым числом генераторов.
        В рассмотренном случае при запирании сечения на стороне 110 кВ находится единственный поставщик, и цена устанавливается исключительно на уровне цены в его заявке. Если станция при систематическом запирании сечения подает заявку с ценой, отражающей ее маржинальные издержки, она не получает никакой прибыли. При этом, как видно из таблицы 1, разница в ценах в течение восьми суток в апреле составляла более 100 руб. Поскольку нагрузочные потери между изолируемыми регионами в среднем ничтожны, то даже при повышении станцией цены в заявке, к примеру, на 70 руб., ее генерация оказалась бы на 30 руб. дешевле транзитной. Таким образом, данное обстоятельство никак не влия-ет на загрузку генератора, но цены в этих условиях отнюдь не соответствуют маржинальным издержкам. Следовательно, чем меньше ге-нерирующих субъектов находится в изолированных районах, тем менее рыночным будет локальное цено-образование.
        Подобное манипулирование це--нами далеко не главная проблема изолирования регионов с малым числом поставщиков. Генератор может влиять не только на стоимость электрической энергии в районе, но и на направление перетока через сечение: избыточный район легко превращается в дефицитный при изменении цены в заявке. Так, если станция подаст заявку с ценой, превышающей общесистемную, изолированный регион становится дефицитным, и его потребление будет в первую очередь закрываться более дешевой транзитной электроэнергией. Лишь в случае, когда пропускной способности подстанции (в нашем примере - ПС "Таежная") окажется недостаточно, Системный оператор начнет загружать генератора (рис. 3).
        Основная проблема заключается в том, что при запирании сечения в изолированном регионе для части потребителей может существенно снизиться предложение на рынке. Если допустимый переток ниже потребления изолированного региона, то поставщик столкнется с фактически гарантированным объемом спроса, равным разнице между нагрузкой потребителей и ограничением по перетоку. В варианте "б", показанном на рисунке 3, гарантированный объем равен 300 МВт.ч.С учетом низкой эластичности спроса на электрическую энергию и тем обстоятельством, что данный товар не имеет заменителей для большинства потребителей, указанный объем будет приобретен практически по любой цене. Этот гарантированный рынок сбыта в совокупности с ценой, определяемой заявкой поставщика, позволяет говорить о наличии у генератора монопольной власти.

        * * *

        Увеличение количества контролируемых сечений делает процедуру конкурентного отбора, несомненно, более адекватной и понятной участникам. Кроме того, оно приближает цены к реальной рыночной ситуации.
        Но при расширении расчетной модели Системный оператор должен комплексно исследовать каждое новое сечение на систематичность запирания перетока и образуемые в результате этого изолированные регионы.
        Если при запирании сечения изолированный район располагает небольшим количеством поставщиков, или у производителя появляется гарантированный объем спроса, то ограничения данного перетока не должны учитываться при ценообразовании.
        Одновременно необходимо проводить более тщательный мониторинг районов, где уже имеет место их периодическое обособление.

        Источники:
        1. Перечень определений и принятых сокращений / Приложение № 17 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка // www.np-ats.ru.
        2. Сайт балансирующего рынка ОАО "СО ЦДУ-ЕЭС" // www.br.so-cdu.ru.
        3. Технологический сайт ОАО "СО ЦДУ-ЕЭС" // www.orion.osib.so-cdu.ru.



  •