Варианты модели долгосрочного конкурентного отбора генерирующей мощности1

Рубрика:

Рынок

 

Авторы

Валинеев Алексей, Главный эксперт департамент контроля НП «Совет рынка»

Васьковская Татьяна, Заместитель начальника департамента контроля НП «Совет рынка»

 

Введение

В октябре 2009 г. Министерством энергетики РФ был опубликован проект Постановления Правительства России «Об организации долгосрочных конкурентных отборов ценовых заявок на продажу генерирующей мощности на оптовом рынке электрической энергии и мощности» (далее — проект ПП РФ), в соответствии с которым долгосрочные конкурентные отборы мощности (далее — КОМ) проводятся Системным оператором ЕЭС за четыре года до начала ее поставки. При наличии оснований (потребности в дополнительных объемах, задержек ввода в эксплуатацию «отобранной» мощности и др.) в течение этого срока Системный оператор может организовывать корректировочные конкурентные отборы по критерию минимизации совокупной стоимости генерирующей мощности, обеспечивающей спрос с учетом необходимого резерва.

В данной статье рассматривается оптимизационная модель конкурентного отбора ценовых заявок, разработанная на базе опубликованного проекта ПП РФ и рассчитанная на проведение КОМ в период до 2020 г. По результатам оценивается достаточность электрической мощности оборудования в ЕЭС России, выявляются зоны свободного перетока (далее — ЗСП), в которых строительство электростанций экономически обосновано.

Спрос на мощность

Финансово-экономический кризис прервал резким падением на 4,8% устойчивый рост потребления электрической энергии (порядка 2—5% в год), наблюдавшийся в течение последних лет. «Сценарные условия развития электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 г.», сформированные ЗАО «АПБЭ», предполагают два варианта прогноза изменения объемов электропотребления, которые представлены на рисунке 1.

В рамках умеренного сценария среднегодовой темп прироста потребности в электроэнергии за период 2010—2020 гг. составит 2,49%, а в целом за период 2010—2030 гг. — 2,25%. Этому варианту присвоено наименование «рыночное ожидание».

Оптимистическому сценарию развития соответствует максимальный вариант прогноза. Он характеризуется высокими темпами прироста спроса на электроэнергию — 3,25% в среднем за период 2010—2020 гг. (с 2010-го по 2030 г. — 2,87%), поскольку возможная интенсификация экономики и перевод ее в инновационное русло закономерно сформируют риски дефицита электроэнергии. Данный вариант электропотребления определен в качестве «целевого».

Для проведения оценки достаточности экономических стимулов и резервов, необходимых для строительства новой мощности, в статье используются сведения о максимальных электрических нагрузках применительно к двум сценариям роста электропотребления. Коэффициент резервирования в Первой и Второй ценовых зонах оптового рынка принимается равным 1,25 и однородно распределяется по зонам.

Предложение поставщиков

Для участия в КОМ поставщики подают заявки. Ввиду конкуренции на оптовом рынке высокоэффективным станциям потребуется снижать заявляемую цену на мощность на величину получаемого дополнительного дохода от продажи электроэнергии по маржинальной цене.

Как известно, различаются два типа генерирующего оборудования — старое и новое.

Старое оборудование введено в эксплуатацию до 2008 г. и учтено в сводном прогнозном балансе мощности ФСТ (далее — баланс ФСТ) на 2007 г. Объемы, заявляемые поставщиками для участия в КОМ, принимаются равными значениям максимальной располагаемой мощности станций, учтенным в балансе ФСТ на 2009 г. Цена для данных станций устанавливается равной тарифу ФСТ на мощность на 2009 г. за вычетом дополнительного дохода, получаемого на рынке электроэнергии. Объем этого дохода определяется как разница между прогнозируемой выручкой от продажи электроэнергии и затратами на ее производство. Указанные параметры можно смоделировать, установив уровни: прогнозируемой выработки станции, прогнозной цены РСВ, переменных затрат станции.

Новое оборудование не учтено в балансе ФСТ на 2007 г. и введено по договорам о предоставлении мощности. К «новому» оборудованию также относятся и новые мощности АЭС и ГЭС. В соответствии с вышеупомянутым проектом ПП РФ новая мощность оплачивается вне зависимости от результатов конкурентных отборов. Ввиду этих особенностей модельная цена в заявке для такого оборудования равна нулю. Объем новой мощности в заявке определяется величиной установленной мощности оборудования.

На рисунке 2 представлена динамика и структура изменения объема новой мощности в период до 2020 г.

В проведенных расчетах не учитывается демонтаж генерирующего оборудования. Такое допущение сделано вследствие того, что на большинстве эффективно функционирующих станций своевременно проводятся работы по модернизации и реконструкции агрегатов, и выводить их из эксплуатации нецелесообразно.

Описание модели КОМ

Используемая математическая модель минимизации стоимости мощности в ценовых зонах оптового рынка имеет следующий вид:

где S — совокупная стоимость мощности по результатам КОМ с учетом установленных модельных цен для новой мощности; Pg — заявленный объем мощности генерирующего оборудования; Pmrmg — максимальная располагаемая мощность генерирующего оборудования; Pz — спрос на мощность в ЗСП z; Tg — заявленная цена мощности генерирующего оборудования; li, j — поставка мощности из ЗСП i в ЗСП j; li, j — предельный объем поставки мощности из ЗСП i и ЗСП j; в качестве L приняты данные Регламента определения и актуализации параметров зон свободного перетока ЕЭС России (Приложение № 19.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Полученные результаты

Результаты расчетов представлены в таблицах 1 и 2 и на рисунках 3—6.

1. В соответствии с итогами проведенного по указанным выше сценариям конкурентного отбора до 2015 г. дефицит мощности возможен лишь в двух ЗСП ценовой зоны Европы и Урала: «Северная Тюмень» и «Геленджик». Поскольку в других ЗСП существуют достаточные резервы мощности, которые способны покрыть этот дефицит, его возникновение свидетельствует не только о нехватке генерирующего оборудования, но и о недостаточной развитости сетевой инфраструктуры (табл. 1—2). Для покрытия дефицита необходимо расширять сетевые связи между энергосистемами и увеличивать максимально допустимые объемы поставки мощности между зонами.

2. Сигналом к строительству генерирующих или сетевых объектов является относительно высокая равновесная цена мощности. В ЗСП «Тюмень», «Северная Тюмень», «Геленд­жик» и «Москва» сформировались высокие модельные цены вследствие дефицита мощности, а в ЗСП «Киндери» в конкурентном отборе принята заявка с рекордной ценой — более 800 тыс. руб./МВт, что в 7 раз превышает средний ценовой уровень по всем ЗСП. Это очевидные ценовые сигналы к вводу в данных регионах нового эффективного генерирующего оборудования. Также экономически выгодным должно стать энергостроительство в ЗСП «Чита» в ценовой зоне Сибири.

3. В рамках умеренного сценария роста электропотребления не прошли конкурентный отбор заявки 27% старой мощности. Это означает, что такие станции не соответствуют критерию экономической эффективности (рис. 3, 5). В результате отсутствия оплаты мощности они могут быть либо законсервированы для обеспечения спроса в будущем (в случаях его непредвиденного роста или наступления других форсмажорных обстоятельств), либо демонтированы для строительства новых эффективных станций в границах существующей инфраструктуры. Целевой вариант развития промышленности (по данным Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.) предполагает общее сокращение мощности действующих электростанций по сравнению с 2009 г. на 23%.

Выводы

Долгосрочный конкурентный отбор мощности — механизм, внедрение которого решит множество застарелых проблем в электроэнергетике. У потребителей исчезнет необходимость оплачивать неэффективную мощность, поскольку она не будет отобрана. Это создаст стимулы поставщикам снижать свои затраты и увеличивать эффективность генерации. Только наиболее эффективные по совокупности затрат станции станут получать дополнительный доход на двух рынках — мощности и электроэнергии. В этой связи КОМ способствует развитию конкурентных отношений и повышению прозрачности ценообразования на ОРЭМ. Появление очевидных ценовых сигналов даст инвесторам достаточную информацию о территориальном размещении новых энергообъектов.

Поставщики и инвесторы смогут сами устанавливать цены на мощность в своих заявках, поэтому уже сейчас надо уметь строить прогнозы относительно результатов отбора мощности на будущие периоды поставки.