О механизме ценообразования на ОРЭМ

Рубрика:

Рынок

 

Авторы

 

    Введение
    С 1 сентября 2006 г. в России реализуется концепция Нового оптового рынка электроэнергии и мощно­сти (НОРЭМ) [1]. Наряду с торговлей по регулируемым и свободным (нерегулируемым) двусторонним договорам организованы спотовые рынки электроэнергии: «на сутки вперед» (РСВ) и балансирующий (БР). Цены на них формируются по маржинальному принципу. В послед­ние годы РСВ и БР стали играть решающую роль в ценообразовании для потребителей электроэнергии из-за уменьшения доли регулируемых договоров. С января 2011 г. вся элек­троэнергия на оптовом рынке продается по спот-ценам (кроме поставляемой по свободным двусторонним договорам и небольшими объемами населению).
    Опыт функционирования спотовых рынков электроэнергии за рубежом выявил множество недостатков. Самыми серьезными из них являются чрезвычайная изменчивость и нестабильность цен (volatility); манипуляции производителей при подаче ценовых заявок, вследствие чего цены не соответствуют фактическим издержкам производства; слабая устойчивость и запоздалость ценовых сигналов для привлечения инвестиций в развитие генерирующих мощно­стей; далекие от оптимальных режимы при установлении их Администратором торговой системы по ценовым заявкам производителей и др.
    В некоторых странах (например, Англии и Бразилии) в связи с этим ликвидированы рынки «на сутки вперед», оставлены лишь балансирующие рынки.
    Теоретический анализ, проведенный в [2] с учетом особых свойств электроэнергетических систем, показал, что создание спотовых рынков в электроэнергетике противоречит теории микроэкономики. Эти площадки не являются настоящими краткосрочными рынками, на которых формируются цены товаров. Стоимость электроэнергии какой-либо электростанции зависит от средних (удельных) общих издержек производства, которые включают в себя как переменные, так и постоянные компоненты. Такие средние (на 1 кВтч) общие издержки можно определить лишь по интегральным результатам работы электростанции за краткосрочный период в целом (как правило, год). Рассчитать их для какого-то отдельного часа суток невозможно.
    Недостатки спотовых рынков электроэнергии начали отчетливо проявляться и в России. Рассмотрим минусы спотового ценообразования на российском оптовом рынке элект­роэнергии на примере ОЭС Сибири.
    Маржинальный принцип ценообразования
    В действующих правилах оптового рынка электроэнергии заложен механизм маржинального ценообразования. Маржинальная цена, определяемая ежечасно, — это ценовая заявка последнего поставщика (наиболее дорогого), включенного по результатам конкурентного отбора в торговый график (график работы РСВ). ­Установленная таким образом цена с некоторыми допущениями является стоимостью электроэнергии на оптовом рынке для большинства покупателей и поставщиков.
    Из вышесказанного следует, что на существующем сегодня в России оптовом рынке цена электроэнергии напрямую не связана с фактическими затратами на ее производство на большинстве электростанций, а следовательно, за счет спотового ценообразования в принципе нельзя оптимизировать затраты на выработку электроэнергии. Это показано, в част­ности, в [3].
    Маржинальный принцип ценообразования влечет за собой удорожание электроэнергии для покупателей от ее средневзвешенной стоимости, он выгоден лишь поставщикам.
    Абсурдность маржинального ценообразования наглядно демонст­рирует следующий пример: 4 мая 2010 г. в плановом графике в 5-м и 6-м часах по представленным ценовым заявкам были загружены Улан-Удэнская ТЭЦ-1 на 2,4 МВт и Читинская ТЭЦ-2 на 1,5 МВт. Как видно из рисунка 1, цена на БР за 5-й и 6-й часы значительно выше, чем в другие, и составляет около 1000 руб. за МВтч. Загрузка указанных электростанций на 4 МВт, то есть примерно на 0,01% от суммарной нагрузки в ОЭС Сибири (при имеющихся резервах порядка 3000 МВт), привела к двукрат­ному росту цены на БР по ОЭС Сибири. Данный принцип ценообразования прямо противоречит заявленной цели рынка — минимизации цены электроэнергии для покупателей.
    Если бы цена рассчитывалась как средневзвешенная от стоимости по­ставок, то ее увеличение составило бы ориентировочно 0,04%, что было бы практически незаметно для рынка.
    Наибольшую выгоду от маржинального механизма ценообразования в настоящее время получают гидроэлектростанции. Расходы на производство электроэнергии на ГЭС хорошо известны — амортизационные отчисления, зарплата, налог на продажу продукции и водный налог, затраты на ремонт оборудования, эксплуатационные расходы, определенная норма прибыли. Тарифы Федеральной службы по тарифам (ФСТ) отражают структуру реальных затрат. Для ГЭС Сибири тарифы ФСТ на электроэнергию в 2010 г. составляли от 15 до 25 руб./МВтч. В то же время на сайте балансирующего рынка можно увидеть, что цена электроэнергии на рынке «на сутки вперед» в ОЭС Сибири находится в пределах 400—600 руб./МВтч, причем стоимость поставок от тепловых и гидроэлектростанций одинаковая!
    Почему же цена электроэнергии, по­ставляемой гидроэлектростанциями на РСВ, на порядок выше тарифов ФСТ? Ответ очевиден: причиной этого является методика расчетов. Никаких явных оснований для оплаты выработки ГЭС выше, чем по тарифам ФСТ, нет.
    Существующая модель оптового рынка даже в условиях экономического кризиса позволила на протяжении последних лет удерживать рекордные для электроэнергетиче­ской отрасли показатели рентабельности ГЭС (по EBITDA) — на уровне 45% [4].
    Еще одним фактором сдерживания неоправданного роста цен на оптовом рынке электроэнергии и сохранения конкуренции между поставщиками может стать механизм ценообразования, при котором все тепловые электростанции (ТЭС) продают электроэнергию не по маржинальной цене, а по стоимости, указанной в их ценовой заявке. Для уменьшения рисков завышения ценовых заявок относительно фактических затрат было бы разумно ввести, утвержденную государст­венным органом (ФСТ) единую методику расчета тепловыми электростанциями величин ценовых заявок.
    Цены на оптовом рынке для покупателей
    По правилам НОРЭМ покупатели оплачивают прием электроэнергии с оптового рынка по узловым ценам расчетной модели Единой энергосистемы России. Просматривая цены на БР, можно увидеть, что в отдельных узлах они часто более чем вдвое превышают среднюю величину тарифов по ОЭС Сибири, а в некоторых узлах опускаются до нуля. В  таблице приведены данные о ценах на РСВ и БР, опубликованные на сайте БР.
    Стоимость электроэнергии, принимаемой потребителями разных узлов расчетной схемы, неодинакова. Цена на спотовом рынке чрезвычайно «подвижна» — в соседних часах она может отличаться на десятки процентов. Это наглядно иллюстрируют графики, взятые с сайта балансирующего рынка (рис. 2).
    Кроме того, узловые цены меняются с изменением схемы, состава оборудования, нагрузки на прилегающих электростанциях, ценовых заявок поставщиков и других факторов, которые не имеют никакого отношения к потребителям электрической энергии. Между тем потребители не способны регулировать свою нагрузку в режиме реального времени в зависимости от стоимо­сти элект­роэнергии. В этом заключается так называемый первый органический недостаток спроса [3, с. 51]. Для покупателей имеет смысл только суммарная величина начислений за прием электроэнергии с ОРЭМ за месяц (расчетный период). Следует отметить, что энергосбытовые компании определяют месячную цену на электроэнергии для своих розничных покупателей как средневзвешенную цену на РСВ и на БР по всем узлам точек поставки за истекший месяц (с добавлением коэффициента, учитывающего собственные расходы энергосбытов).
    Финансовые расчеты покупателей и поставщиков должны сходиться только в одном — сумма платежей за расчетный период у них должна быть равной. Исходя из этого посыла, можно кардинально улучшить функционирование оптового рынка: устанавливать цены на электроэнергию не по узлам расчетной схемы, а более укрупненно — по зонам свободного перетока (ЗСП). Это помогло бы выравнять экономические условия покупателей в части стоимости электроэнергии, существенно упростить алгоритм расчетов и сделать цены публичными.
    Появится также возможность проверки и корректировки стоимо­сти поставок электроэнергии покупателям, необходимость в которых давно уже назрела, так как сегодня любые ошибки в расчете торгового графика, выявленные даже на следующий после расчетного день, невозможно исправить, что приводит к конфликтным ситуациям между участниками рынка и инфраструктурными организациями.
    Если будет заранее установлено определенное соотношение цен для покупателей на электроэнергию по часам суток, то предприятия смогут перестраивать технологии для выравнивания графика потребления. Это несколько сгладит неравномерность графиков нагрузки и будет способствовать сокращению издержек тепловых электростанций, а значит, и удешевлению электроэнергии.
    Пилообразные графики
    С введением конкурентного рынка электроэнергии кардинально изменились графики нагрузок тепловых электростанций — во многих случаях они стали нестабильными, пилообразными. До этого режимы электростанций оптимизировались по характеристикам относительного прироста затрат на топливо, и это обеспечивало постоянство графиков нагрузок на ТЭС. На конкурентном рынке при оптимизации режимов используется целевая функция минимума стоимо­сти поставок электроэнергии на ОРЭ по ценовым заявкам производителей [6], но не учитываются затраты, связанные с износом и сокращением срока службы основного и вспомогательного оборудования электростанций при неравномерно­сти графиков нагрузки, а они весьма ощутимы.
    Нестабильные режимы работы влекут за собой серьезные негативные последствия для основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Частые изменения режимов приводят к появлению трещин на внутренних и внеш­них поверхностях ЦВД, стопорных и регулирующих клапанов, периферийных и ак­си­альных уплотнений и другого вспомогательного оборудования вследствие термической усталости металла. Имеют место сбои в работе электрооборудования. Увеличивается повреждаемость генераторов. При этом, как свидетельствует статистика, возможны механические повреждения, ухудшение изоляции, ослабление вязок, бандажей, отвинчивание и ослабление затяжки гаек на шпильках и т. д. Увеличивается вероятность термоусталостных повреждений высокотемпературных деталей (в первую очередь роторов ЦВД турбины).
    Существенно падает экономичность энергетического оборудования — при переходных процессах, связанных с регулированием элек­трической нагрузки; потери за один цикл нагружения — разгружения составляют от 5 до 15 т у. т. [7].
    Частые пуски и остановы снижают ресурс вспомогательного оборудования из-за термической уста­лости. Разрушения усталостного характера можно наблюдать на валах или лопатках дымососов и вентиляторов [8].
    Анализ повреждаемости запорно-регулирующей арматуры на одной из ТЭС, привлекаемой к регулированию графика нагрузки, показал, что существует линейная зависимость числа повреждений арматуры от количества циклов изменения нагрузки. Так, при 544 и 456 циклах разгружения — нагружения с установленной скоростью двух турбоагрегатов мощностью 160 МВт произошло, соответственно, 515 и 411 повреждений арматуры, а при 315 и 123 аналогичных циклах двух турбоагрегатов мощностью 275 МВт — 262 и 183 повреждения [9].
    На рисунке 3 в качестве примера представлен плановый график Ново-Иркутской ТЭЦ на 7 февраля 2011 г.
    Пилообразные графики нагрузок ТЭС, как правило, не вызваны какими-либо сетевыми или балансовыми ограничениями, это результат оптимизации с использованием указанной целевой функции.
    Между тем в ОЭС Сибири благодаря большой доле ГЭС тепловые электростанции имеют возможность работать в основном с равномерными графиками нагрузки.
    Следует принять во внимание, что основная часть электростанций в России была построена во времена плановой экономики и на сегодняшний день сильно устарела. Например, в ОЭС Сибири парковый ресурс электростанций исчерпан примерно на 83%. Манипулирование нагрузкой ТЭС при почасовой оптимизации режима приводит к сокращению ресурса работы и без того уже чрезмерно изношенного, весьма дорого­стоящего и сложного оборудования. В условиях, когда существует проблема строительства новых элек­тростанций для компенсации выбывающих из технологического цикла генераторов и покрытия растущего спроса на электроэнергию, работа по пилообразным графикам нагрузки — это неизбежное увеличение дефицита мощности и дополнительное повышение цен на оптовом рынке электроэнергии.
    При определении минимальной стоимости поставок на ОРЭМ необходимо учитывать негативные по­следствия пилообразных графиков в денежном эквиваленте. Представляется, что для этого в целевую функцию оптимизации плановых графиков необходимо вве­сти параметр «стоимость ущерба для оборудования от изменения нагрузки, руб./МВт», значение которого до расчета нормативов должны задавать сами поставщики.
    Зарубежный опыт работы спотовых рынков электроэнергии
    Спотовые рынки отсутствуют в странах, где сохранены регулируемые вертикально интегрированные монопольные компании в электроэнергетике. Это большинство развивающихся стран Азии и Ближнего Востока, а также Франция, Япония, 30 штатов США и почти все провинции Канады. Таких рынков нет также в Китае, Индии и других государствах, где функционируют рынки «единственного покупателя» с регулируемыми ценами на элек­троэнергию [2].
    С переходом к конкурентным рынкам электроэнергии в Чили, Великобритании, Бразилии, 13 штатах США, двух провинциях Канады, в Австралии, Скандинавии были созданы спотовые рынки. В первоначальных концепциях конкурентного электроэнергетического рынка спотовым рынкам отводилась очень важная роль [10, 11]. Так, в Велико­британии и США (штат Калифорния) которые одними из первых организовали конкурентные рынки, были даже запрещены двусторонние договоры между потребителями (покупателями) и производителями. Вся торговля электроэнергией осуществлялась через спотовый рынок (РСВ). В последующем концепции конкурентных рынков стали меняться.
    В американском штате Калифорния и в Бразилии вследствие произошедших там в 2000—2001 гг. энергетических кризисов было восстановлено регулирование цен на электроэнергию (с ликвидацией РСВ). В других регионах сейчас встречаются две основные разновидности спотовых рынков:
    1) «на сутки вперед» без платы за мощность (the energy-only market) — в Австралии и скандинавских странах;
    2) РСВ, дополняемый платой за готовую мощность или краткосрочным рынком мощности (в ряде штатов США и некоторых странах Европы). Плата за мощность вводится для компенсации производителям постоянных издержек при торговле элек­троэнергией в реальном времени, когда цены на РСВ формируются, как предполагалось, по предельным (то есть переменным) издержкам.
    Оба указанных вида РСВ имеют недостатки, отмеченные выше. В целом они приводят к росту оптовых цен на электроэнергию по сравнению с реальными издержками производителей и, соответственно, к дополнительным расходам по­требителей, формирующим сверхприбыли производителей.
    Показателен в этом отношении опыт Великобритании, где конкурент­ный рынок электроэнергии начал функционировать в 1990 г. [12]. Он был организован по «классической» в то время концепции. Вся торговля велась через спотовый рынок «на сутки вперед» по равновесным (маржинальным) ценам. Производители получали дополнительно плату за готовую мощность, которая рассчитывалась по особой формуле в зависимости от «вероятности потери нагрузки» и от «стоимости потерянной нагрузки».
    После введения конкурентного рынка эффективность производства повысилась, цены на электроэнергию упали. Однако последнее было обусловлено не только конкуренцией, но и многими другими факторами: заменой угольных электростанций парогазовыми, удешевлением природного газа, предварительной компенсацией «неокупленных затрат» (stranded costs) и др. [13]. Такие факторы «укротили» бы цены и в условиях сохранения регулируемых монополий. Что же касается эффекта, достигнутого в первые годы дерегулирования, то его почувство­вали главным образом произво­дители электроэнергии. Как отмечается в [14], цены настолько превышали издержки, что в течение только одного года акционеры генерирующей компании National Power получили дивиденды, превосходящие стоимость компании при ее приватизации. Согласно сведениям, приведенным в [15], в результате реформы выигрыш производителей электроэнергии составил 9,7 млрд фунтов стерлингов, Правительства Велико­британии — 1,2 млрд, а потребители понесли потери в 1,3 млрд фунтов стерлингов. Следовательно, реформа дала чистый эффект, но в ущерб по­требителям.
    В дальнейшем недостатки первоначальной концепции конкурент­ного рынка электроэнергии проявлялись все сильнее. Оптовые цены снижались значительно медленнее, чем издержки генерации, в некоторые годы они даже росли. Стали очевидными использование производителями «рыночной власти» и их манипуляции с подачей ценовых заявок на спотовый рынок и получением платы за мощность (торговля двумя товарами — электроэнергией и мощностью — создает особенно благоприятные условия для подобных манипуляций). В 1997—1998 гг. Управление по регулированию электроэнергетики провело анализ деятельности рынка, высказало критические замечания и дало рекомендации по коренному изменению его концепции. После этого был разработан и с марта 2001 г. введен Новый механизм торговли электроэнергией (NETA), предусматривающий [12]:

  • перевод всей торговли электроэнергией на двусторонние долгосрочные контракты (со свободными договорными ценами) сроком до нескольких лет;
  • ликвидацию спотового рынка «на сутки вперед»;
  • организацию балансирующего рынка («на час вперед»).
    В отличие от других спотовых рынков концепция NETA поддерживает на балансирующем рынке не маржинальное, а так называемое «дискриминационное» ценообразование. Это означает, что участники продают и покупают электроэнергию не по равновесным ценам, а по указанным ими в заявках. Через БР реализуется примерно 3% всей произведенной электроэнергии.
    В 2005 г. в британский рынок была включена Шотландия, и механизм NETA был преобразован в Британский режим передачи и торговли электроэнергией (ВЕТТА). В нем сохранены основные структуры и правила механизма NETA.
    Таким образом, в Великобритании после 10 лет функционирования конкурентного рынка отказались от рынка «на сутки вперед», перешли на торговлю по свободным двусторонним долгосрочным контрактам, а на балансирующем рынке вместо маржинального ценообразования ввели оплату по ценам, указанным в заявках участников. Между тем инициаторы НОРЭМ совершенно проигнорировали британский опыт, и сейчас в России повторяется ситуация, характерная для Англии в первой половине 1990-х гг. Очевидно, что дейст­вующая концепция оптового рынка электроэнергии и мощности в России требует корректив, в том числе с учетом британской практики.
    Заключение
    Опыт работы спотовых рынков электроэнергии выявил множество серьезных недостатков, основные из них: рост цен на электроэнергию для покупателей сверх средневзвешенных затрат поставщиков; недостаточная ­устойчивость и запоздалость ценовых сигналов для привлечения инвестиций в развитие генерирующих мощностей; использование рыночной власти поставщиками; чрезвычайная изменчивость цен; появление у ТЭС пилообразных графиков нагрузки и др. Он также показал несовершен­ство спотовых рынков электроэнергии и правил взаимодействия на опте.
    Наилучшим вариантом для ликвидации «узких мест» существующего в России ОРЭ была бы организация федерального оптового рынка электроэнергии по модели «един­ственный покупатель». При этом, помимо исправления недостатков сегодняшней схемы, была бы решена проблема инвестирования в развитие ЕЭС.
    Возможно также использование опыта Великобритании и введение платы за поставку электроэнергии по ценам, указанным в заявках (а не по маржинальным), с оптимизацией режимов ЕЭС Си­стемным оператором.
    Литература
    1. О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) // Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529.
    2. Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетического рынка. — Новосибирск: Наука, 2009.
    3. Стофт С. Экономика энергоси­стем. Введение в проектирование рынков электроэнергии. — М: Мир, 2006.
    4. Конузин В. Электроэнергетика: насколько оправдан рост? // Боль­шой бизнес. 2010. № 6.
    5. Регламент проведения конкурент­ного отбора заявок для балансирования системы // Приложение № 10 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
    6. Летун В.М. Оптимизация режимов работы энергосистем — основа модели оптового рынка электроэнергии // Энергетик. 2010. № 4.
    7. Мадоян А.А. Повышение маневренности тепловых электростанций. — М.: Энергоатомиздат, 1987.
    8. Антикайн П.А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов. — М.: Энергоатомиздат, 1990.
    9. Staaf E. Techn. Inform. Armat. 1975. № 1—2.
    10. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn R.E. Spot Pricing of Electricity. — Boston: Kluwer Academic Publishers, 1988.
    11. Thomas S. The Development of Competition / In book «The British Electricity Experiment» / Edi­ted by John Surrey. — London: Far­thean Publications Ltd, 1996.
    12. Уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии / Пер. с англ. — Париж: Международное энергетическое агентство, 2005.
    13. Thomas S. The British Model in Britain: Failing Slowly // En-ergy Policy. 2006. Vol. 34, No. 5.
    14. MacGregor T. Electricity Restructuring in Britain: Not a Model to Follow // IEEE Spectrum. 2001. June.
    15. Woo C.K., King M., Tishler A., Chow L.C. H. Cost of electricity ­de-regulation // Energy. 2006. Vol. 31.