Электроэнергетический рынок "Пенсильвания — Нью-Джерси — Мэриленд": механизм развития генерирующих мощностей

Рубрика:

Зарубежный опыт

 

Автор

Подковальников Сергей, Зав. лабораторией Института систем энергетики СО РАН, к. т. н.

 

    Введение
    В условиях либерализованных электроэнергетических рынков (ЭЭР) в силу ряда особенностей электро­энергетики и связанных с ними инвестиционных рисков не обеспечивается устойчивый рост и модернизация генерирующих мощностей [1—3 и др.]. Поэтому требуется разработка и внедрение специальных механизмов их развития. Механизмы подобного рода существуют в разных странах мира.
    В свое время в США, где нет единой модели электроэнергетического рынка, но при этом во многих штатах сохранились вертикально-интегрированные энергокомпании, попытались ввести наиболее либерализованную модель ЭЭР в Калифорнии, но в итоге от нее отказались. Калифорнийский опыт неудачных рыночных реформ в электро­энергетике широко известен, в том числе в России. Несколько менее известны электроэнергетические рынки на северо-востоке США, в частности рынок "Пенсильвания — Нью-Джерси — Мэриленд" (ПДМ), работа которых в целом оказалась достаточно успешной, хотя и не лишенной недостатков. На этих рынках действует специальный механизм развития генерирующих мощностей — рынок мощности (РМ).
    Похожий механизм должен будет выполнять указанную функцию после ценовой либерализации ЭЭР в России, в связи с чем анализ рынка ПДМ в настоящее время представляется актуальным.
    Модель РМ, применяемая в ПДМ, несколько отличается от модели, которую планируется внедрить в России. В первом случае потребность в мощности (в том числе на перспективу) задается уполномоченной регулирующей организацией, и региональные энергосбытовые компании (ЭСК) обязываются осуществлять покрытие этой потребности. В России поставки мощности, как ожидается, будут обеспечиваться за счет прихода на РМ инвесторов, движимых коммерческими стимулами. Таким образом, планируемая модель рынка мощности в России более либеральна, однако является ли это преимуществом — пока не очевидно.

    Основные характеристики энергообъединения ПДМ
    В 1927 г. электроэнергетические системы (ЭЭС) штатов Пенсильвания, Нью-Джерси и Мэриленд образовали электроэнергетическое объединение (ЭЭО), получившее одноименное название, или сокращенно ПДМ [4]. Впоследствии данное ЭЭО расширилось за счет присоединения ЭЭС штатов Делавэр и Вирджиния, а также округа Колумбия, на территории которого находится Вашингтон — столица США. После проведенных преобразований в электро­энергетике страны и упомянутого региона электроэнергетический рынок ПДМ охватывает тринадцать штатов и округ Колумбия.
    ПДМ считается одним из самых крупных оптовых ЭЭР в мире. В настоящее время он обслуживает территорию с численностью населения порядка 51 млн чел. [4]. Суммарная установленная мощность генераторов — более 163 ГВт, или примерно три четверти мощности электростанций России. Годовой объем электро­энергии, доставленной потребителям ПДМ в 2007 г., превысил 760 ТВт•ч. При этом годовой максимум нагрузки, который приходится на лето, составляет около 140 ГВт. Длина линий электропередачи высокого напряжения приближается к 90 тыс. км.

    Регулирование и организация электроэнергетического рынка
    На федеральном уровне электроэнергетический рынок ПДМ регулирует в рамках своей юрисдикции Федеральная энергетическая комиссия США, на уровне штатов — соответствующие энергетические комиссии. В сферу их компетенции входит контроль распределительной деятельности и розничных продаж. Кроме того, они ответственны за выдачу разрешений на размещение и строительство новых электростанций [4].
    Вопросами надежности электроснабжения на территории ПДМ занимаются несколько организаций. На федеральном уровне Северо-Восточный совет по надежности (СВСН) наблюдает за оптовыми ЭЭР и подготавливает специальные планы мероприятий для регионов.
    Средне-Атлантический совет по надежности (САСН) является региональным органом, курирующим электроснабжение в границах ПДМ. В круг обязанностей совета входит разработка критериев надежности функционирования и развития рынков, контроль над соблюдением этих критериев и поддержка процесса планирования на региональном уровне.
    САСН выполняет долгосрочный и краткосрочный анализ надежности электроснабжения. Для этого определяется перспективная региональная потребность в электроэнергии и мощности и объем необходимых генерирующих ресурсов. В качестве базовой оценочной информации принимаются планы региональной сетевой компании ПДМ по развитию передающих мощностей, а также учитываются проекты строительства и модернизации электростанций, принятые к реализации. Работы по оценке надежности на ближайшую перспективу выполняются САСН каждые полгода, а на десятилетний период — ежегодно.
    В границах рынка ПДМ существует единый процесс планирования, который призван обеспечить нужное и своевременное развитие генерирующих мощностей. При этом расчет обязательного уровня резервов производится, исходя из вероятности потери нагрузки в течение суток за десять лет. Обычно резерв составляет около 20% от прогнозируемого максимума нагрузки. На основе полученных данных регулирующий орган рынка ПДМ (далее — Офис) утверждает требования к энергоснабжающим организациям по обеспечению необходимых уровней установленной мощности (УМ) на рассматриваемую перспективу (по последним данным — до трех лет [4]). Для выполнения этих требований ЭСК могут либо использовать свои электростанции (которые им разрешено иметь), либо покупать мощность у генераторов.
    Для закупки мощности и выполнения энергосбытовыми компаниями обязательств, установленных Офисом, в ЭЭО ПДМ создан рынок мощности. Также существуют рынки энергии, в том числе: рынок "на сутки вперед" с узловым ценообразованием, рынок реального времени, рынок двусторонних контрактов. Кроме того, действует рынок передающих мощностей.
    В ЭЭО ПДМ функционируют оптовые и розничные конкурентные рынки. В сегменте оптовой торговли работают генерирующие компании, ЭСК и крупные потребители, в рознице преобладают ЭСК и потребители. Как уже отмечалось, в состав активов ЭСК могут входить генерирующие и сетевые объекты, которые нередко выделены в дочерние компании. При этом сбыты, даже владея территориальными распредсетевыми предприятиями, не обладают монополией на поставки электроэнергии потребителям. На оптовых и розничных рынках введены тарифные ограничения, защищающие потребителей от чрезмерных скачков цен.
    Управление на указанных рынках осуществляет структура, выполняющая одновременно функции системного оператора (технологическое управление) и администратора рынка (коммерческое управление).

    Рынок мощности
    Фактически на территории ПДМ действуют два сектора рынка мощности. Один из них — долгосрочный, где ЭСК и собственники генерирующих источников могут покупать/продавать мощность на месяц и даже на несколько лет вперед. Причем период, на который заключаются сделки, нормативно не ограничивается [4]. Второй сектор РМ — суточный. Он дает возможность ЭСК выполнить обязательства по поддержанию необходимого уровня УМ, если энергоснабжающая организация по каким-либо причинам до сих пор этого не сделала, либо адаптироваться к изменившимся условиям.
    Участие в рынке мощности является добровольным. Для этого покупатель/продавец должен представить заявку на покупку/продажу в Офис ПДМ. Продавцу надо указать в заявке предлагаемый для реализации объем мощности (с точностью до 0,1 МВт) и минимально приемлемую для себя цену. В заявке покупателя обозначается запланированный к приобретению объем мощности (также с точностью до 0,1 МВт) и максимально допустимая цена.
    Полученные заявки на продажу и покупку ранжируются по мере возрастания и убывания цены мощности — тем самым формируются функции предложения и спроса. В точке пересечения этих функций предельные цены предложения и спроса равны друг другу. Аналогично достигается равенство объемов спроса и предложения. Таким способом на рынке определяются равновесные цены и объемы покупки и продажи мощности.
    ЭСК может приобрести требуемую мощность не только на долгосрочном и суточном РМ, но и по двусторонним контрактам с продавцом.
    РМ позволяет энергоснабжающим организациям варьировать рыночную стратегию в зависимости от изменения требований Офиса ПДМ по поддержанию необходимого уровня мощности. Причем изменение этих требований не обязательно связано с общим ростом нагрузки в системе и порой имеет место, например, при смене потребителями своих поставщиков. В этом случае соответствующая доля нагрузки должна быть исключена из обязательств по поддержанию уровня УМ прежнего поставщика и добавлена к обязательствам нового путем выставления высвободившегося объема на продажу.
    Увеличение нагрузки для покрытия нового спроса также своевременно удовлетворяется путем применения требования обеспечения УМ и ответной реакции РМ. При этом регулирующие органы, ЭСК и РМ в целом ведут себя следующим образом. Офис ПДМ рассчитывает требования к ЭСК по поддержанию УМ. В свою очередь энергоснабжающие организации для удовлетворения этих требований должны сформировать план выполнения своих обязательств и представить его в Офис. В плане учтены возможности собственной генерации, объемы покупок на РМ и по двусторонним контрактам, а также реакция потребителей (снижение их нагрузки).
    В случае если на РМ величина предложения достаточна для покрытия спроса (то есть не требуется привлечения новой мощности), равновесные цены складываются в зависимости от постоянных затрат на эксплуатацию генерирующих источников. При ограниченности предложения на рынке равновесные цены повышаются, включая так называемую инвестиционную премию.
    Поскольку требования Офиса к обеспечению необходимого уровня УМ устанавливаются заблаговременно, то ценовой сигнал (инвестиционная премия) на РМ также появляется заранее, а не в тот момент, когда возник дефицит мощности, как это происходит на рынках, где отсутствуют какие-либо механизмы, стимулирующие развитие генерирующих источников.
    Кроме того, упомянутые требования носят стабильный характер, что создает на рынке гарантированный спрос на мощность и, соответственно, неизменность ценового сигнала. Инвесторы, привлеченные заблаговременным и устойчивым ценовым сигналом, вкладывают средства в строительство новой генерации.
    Если ЭСК не обеспечивает требуемый уровень УМ, то регулирующий орган накладывает на нее штраф, который является эффективным стимулом, вынуждающим энергоснабжающую организацию либо развивать собственные генерирующие источники, либо закупать недостающие объемы мощности на рынке. Величина штрафа устанавливается не ниже затрат на сооружение новой генерации.
    ЭСК, используя различные способы покрытия спроса — строя собственные электростанции, работая на РМ и по двусторонним контрактам, — будет усреднять стоимость получения мощности и формировать таким образом цену электроэнергии для потребителей.
    Следует иметь в виду, что купленная ЭСК мощность не обязательно означает адекватные поставки электроэнергии. Энергию ЭСК должна закупать на рынке электроэнергии. При этом, по-видимому, возможны ситуации, когда по двусторонним контрактам с конкретными продавцами поставляется как мощность, так и энергия. РМ обеспечивает общий баланс мощности в системе с учетом перспективного роста нагрузки и потребности в резервах.

    Микроэкономический анализ
    Приведенный анализ был выполнен с использованием основных категорий и графического аппарата теории микроэкономики [5]. На рисунке 1 представлена схема развития генерирующих мощностей и достижения равновесия на РМ в условиях ЭЭО ПДМ. Надо отметить, что описанная ниже конструкция несколько отличается от процедуры поиска равновесия на РМ. Это связано с тем, что анализ производился с позиции одной ЭСК и ограничивался только задачей развития электростанций, в то время как на рынке работает множество энергоснабжающих организаций, поиск же равновесия спроса и предложения на РМ подразумевает как краткосрочный (суточный), так и долгосрочный (до нескольких лет) периоды.
    Кривая DМ (см. рис. 1) является функцией спроса ЭСК. Она формируется под воздействием установленных регулирующим органом обязательств по поддержанию необходимого уровня УМ, а также возможного штрафа, взимаемого с ЭСК в случае невыполнения обязательств [1].
    На рисунке 1 обязательства адекватны величине генерирующих мощностей УМ1 на оси абсцисс. В этой точке соответствующий участок функции спроса DМ проходит перпендикулярно оси абсцисс и неэластичен по цене. Данное обстоятельство обусловлено тем, что ЭСК, выполнив требования Офиса по поддержанию необходимого уровня мощности, теряет интерес к ее дальнейшей покупке. То есть ценность мощности для ЭСК после достижения величины, равной УМ1, становится нулевой. Следует подчеркнуть, что точка УМ характеризует начальную величину установленной мощности на РМ, при этом УМ1"УМ.
    Штраф ШМ, взимаемый Офисом, определяет горизонтальный участок функции спроса DМ, который отражает для ЭСК предельную ценность мощности вплоть до уровня УМ1. Иными словами, предельная ценность новой мощности (поскольку речь идет о процессе развития) соответствует величине штрафа ШМ.
    Кривая SМ является функцией предложения новой мощности и представляет собой постоянные затраты, включая инвестиции в строительство новых генерирующих мощностей различного типа.
    В отличие от иных ЭЭР, где не предусмотрены специальные механизмы развития генерирующих источников и ценовые сигналы возникают как реакция на реальное изменение спроса, на РМ ПДМ ценовые сигналы формируются заблаговременно, фактически в ответ на воздействие регулирующего органа. То есть спрос DМ является ожидаемым спросом, к покрытию которого ЭСК должна заранее подготовиться, развивая свои источники и/или закупая мощность на РМ.
    В ответ на появившийся спрос DМ на рынке образуется предложение новой мощности, представленное на рисунке 1 функцией предложения SМ. Пересечение функций DМ и SМ создает равновесие в точке 1, в результате чего формируется равновесная цена мощности ЦМ.
    Если установленный Офисом уровень мощности УМ1 окажется не обеспечен ЭСК (то есть будет спрогнозирован дефицит мощности), кривая предложения SМ не достигнет вертикального участка функции спроса DМ. В условиях ограниченности генерирующих источников функция предложения станет совершенно неэластичной и уйдет вертикально вверх, где пересечется с горизонтальным участком функции спроса DМ и где в точке 2 возникнет новое равновесие. В состоянии этого равновесия предельная ценность мощности для ЭСК адекватна величине штрафа ШМ, поэтому ЭСК в данном случае выгоднее закупать мощность по предельной цене — вплоть до уровня ШМ. Если дефицит не будет покрыт, ЭСК придется заплатить штраф.
    Процессы, происходящие на РМ и описанные выше, влияют на рынок электроэнергии. В итоге прирост спроса на электроэнергию удовлетворяется за счет ввода новых электростанций, которые своевременно со­оружаются благодаря рассмотренному механизму. При этом на рынке электроэнергии отсутствуют характерные периодические скачки цен (boom-bust cycles) [1, 6].
    На рисунке 2 сказанное проиллюстрировано с использованием графического аппарата теории микроэкономики.
    Функция спроса на электроэнергию DЕ и функция предложения SЕ, изображенные на рисунке 2, пересекаются в точке 1 и формируют равновесную цену на электроэнергию ЦЕ. Данная ситуация равновесия соответствует начальному уровню УМ на РМ (см. рис. 1). С ростом электропотребления функция спроса DЕ перемещается в положение DЕ1. При этом рынок мощности начинает генерировать экономические сигналы инвесторам, которые закономерно предпринимают инвестиционные и организационные меры для ввода новых электростанций в целях покрытия перспективного спроса. В результате функция предложения перемещается вправо и занимает положение SЕ1. Функция SЕ1 должна располагаться не выше SЕ (на рисунке 2 они находятся на одном уровне). Это объясняется тем, что введенное в эксплуатацию новое энергетическое оборудование имеет не худшие, а, как правило, лучшие технико-экономические характеристики (больший КПД и меньший удельный расход топлива). В результате новая равновесная цена ЦЕ1 сложится не выше, а скорее ниже прежней цены ЦЕ (на рисунке 2 их уровни равны). Сказанное справедливо, если ЦЕ и ЦЕ1 выражены в постоянных ценах. Новая ситуация равновесия на рынке электроэнергии, обозначенная на рисунке 2 цифрой 2, соответствует ситуации равновесия на рынке мощности, которая обозначена на рисунке 1 цифрой 1.

    Оценка
    По мнению специалистов [1], РМ типа ПДМ является простым и эффективным механизмом обеспечения необходимого уровня мощности. Он устанавливает требования к ЭСК по поддержанию указанного уровня таким же образом, как это делалось до либерализации электроэнергетики, при том что выполнение этих требований происходит под постоянным контролем со стороны регулирующего органа.
    Механизм развития генерирующих мощностей, используемый на рынке ПДМ, стимулирует активное участие потребителей в управлении нагрузкой, поскольку производители удовлетворяют спрос посредством "прерывистых" контрактов (когда потребители при определенных условиях согласны снижать свою нагрузку). Правда, управление возможно только нагрузкой крупных потребителей.
    В ходе анализа ЭЭО ПДМ автору не удалось обнаружить каких-либо специальных механизмов, с помощью которых происходит оптимизация структуры мощностей по типам электростанций, — базисных, полупиковых и пиковых. Однако не выявлено и свидетельств того, что здесь формируется неоптимальная структура генерации.
    Помимо достоинств, рассмотренный механизм развития имеет и свои недостатки. Как показала практика, на рынке мощности не исключена возможность манипулирования ценами — это приводит к их завышению и, соответственно, к экономическим потерям потребителей.
    Кроме того, временной горизонт установления требований по обеспечению УМ ограничивается тремя годами. Срок же возврата капитала, вложенного в новые электростанции, может составлять десять и более лет. Несмотря на то, что период, на который заключается сделка купли/продажи мощности, нормативно не закреплен, участники рынка в действительности очень неохотно оформляют долгосрочные договоры на срок окупаемости инвестиций [7]. Отсутствуют также долгосрочные гарантии возврата капитала, что чревато возникновением проблемы неполной компенсации вложений инвесторов (missing money problem) [3, 6]. С другой стороны, формирование на рынке цены мощности по предельным затратам новых станций приводит к дополнительным доходам тех генераторов, которые уже окупили свои вложения.
    Ранее экспертами указывалось, что размер штрафа, налагаемого на ЭСК за невыполнение требований по поддержанию УМ, был слишком мал, и это недостаточно стимулировало развитие генерации [1]. Однако в последнее время регулирующие органы скорректировали соответствующие правила, и величина штрафа была увеличена [8].

    Заключение
    Механизм развития генерирующих мощностей на электроэнергетическом рынке ПДМ продолжает совершенствоваться. Он объединяет в себе достаточно жесткое государственное регулирование с рыночными стимулами. Опыт создания и использования подобного механизма представляется полезным для изучения и возможного внедрения.