Оптимизация работы электростанций на оптовом рынке электроэнергии и мощности, илиКак преодолеть негативные последствия усиления регулирования рынка электроэнергии в 2011—2012 гг.

Рубрика:

Рынок

 

Автор

Таран Андрей, Эксперт, генерирующая компания

 

    Прошло более пяти лет с момента запуска в России нового рынка электроэнергии и мощности, но между тем правила оптового рынка подвержены постоянным корректировкам и изменениям. В частности, 2011 г. был ознаменован значительным ужесточением правил работы для генерирующих компаний и особенно для тепловых электростанций. Например, на рынке мощности практически во всех зонах свободного перетока был установлен так называемый предельный уровень цены на мощность (price cap), значительно сокративший выручку электростанций, у которых регулируемый тариф в 2010 г. превышал предельный уровень цены. Кроме того, с июля введено обязательное ценопринимание на объемы технологического минимума (ранее электростанции могли формировать ценовые заявки на объемы технологического минимума), что во втором полугодии привело к снижению цен на рынке «на сутки вперед» и в годовом масштабе — к отставанию роста цены продажи от цены на топливо. В отношении «вынужденной» генерации с апреля 2011 г. были пересчитаны в сторону снижения регулируемые тарифы на мощность. Все эти меры привели к ухудшению финансово-экономических показателей деятельности энергокомпаний. В этой связи оптимизация работы электростанций на оптовом рынке приобрела особую актуальность.
    Фактически оптимизация — это повышение эффективности, достигаемое за счет сокращения затрат либо увеличения выручки от продажи электроэнергии и мощности. Оптимизация может быть краткосрочной (например, управление режимами работы электростанций в течение суток, недели, месяца) либо долгосрочной (модернизация оборудования, мероприятия, направленные на энергосбережение и энергоэффективность, мероприятия по снижению ограничений мощности на тепловых электростанциях, — т.е. меры, так или иначе связанные с инвестициями и долгосрочным возвратом на вложенный капитал. В любом случае оптимизация жизненно необходима генерирующим компаниям, особенно в условиях ужесточающейся рыночной конъюнктуры, ввода новых мощностей у конкурирующих компаний, объединения и усиления позиций ряда игроков на энергорынке.
    В первую очередь хотелось бы коснуться самого пострадавшего в 2011 г. сегмента — рынка мощности. Больше всего здесь досталось тепловым электростанциям. Можно выделить три негативных фактора, повлиявших на деятельность энергетических компаний:
    1) введение price cap во многих зонах свободного перетока;
    2) переход с оплаты максимально располагаемой мощности за год к помесячной;
    3) снижение величины оплаты мощности на объем потребления на собственные нужды.
    Важно отметить, что введение price cap практически во всех зонах свободного перетока хорошо для потребителя лишь в краткосрочном плане в качестве меры, снижающей цены на рынке мощности. Однако в долгосрочном плане данная мера несет только негативные последствия для рынка и отрасли, поскольку значительно снижает стимулы к модернизации и новым вводам, проводимым вне рамок договоров на предоставление мощности. Остается только надеяться, что мера эта временная и дальше конфигурация рынка мощности будет меняться таким образом, чтобы создавались стимулы для инвестиций в модернизацию и новое строительство. В качестве оптимизации работы компании здесь можно предложить только мероприятия, направленные на сокращение условно-постоянных затрат с целью безубыточной поставки мощности на рынок.
    Второй негативный фактор также повлиял преимущественно на тепловые электростанции, поскольку для них типична ситуация, когда повышение температуры наружного воздуха в летний период приводит к снижению величины располагаемой мощности (так называемые температурные ограничения). В 2010 г. оплачиваемая мощность соответствовала максимально располагаемой, которая во многих случаях была равна установленной. Сам по себе переход от оплаты максимальной мощности к оплате средней располагаемой мощности является спорным, поскольку для того, чтобы мощность была в наличии в декабре (именно по декабрю Системный оператор осуществляет конкурентный отбор мощности), поставщик должен ее содержать весь год вне зависимости от отсутствия или наличия ограничений в летний период. Тем не менее решение было принято, и у генерирующих компаний, таким образом, появился стимул к устранению ограничений и повышению величины оплачиваемой мощности. Самой очевидной мерой здесь может быть строительство дополнительной градирни, которая позволит снять или сократить ограничения мощности.
    Показательно, что в советские годы при строительстве некоторых электростанций в целях экономии отказывались от строительства градирен, ссылаясь на отсутствие потребности в мощности в летний период. По предварительной оценке строительство современных градирен может вписываться в рамки достаточно жестких критериев оценки инвестиционных проектов, поскольку приведет, с одной стороны, к увеличению величины оплачиваемой мощности, с другой — к увеличению выработки и прибыли от продажи электро­энергии.
    Третий негативный фактор, повлиявший на работу энергокомпаний в 2011 г. — снижение объема продажи мощности на величину потребления на собственные нужды. До 2011 г. собственное потребление электростанциями в пределах максимально допустимых величин не снижало объема продажи мощности, потребление мощности сверх максимально допустимых величин покупалось на общих условиях на ОРЭМ. Для снижения негативного эффекта от сокращения объема продажи мощности на электростанциях необходимо проводить мероприятия по энергосбережению, которые в перспективе могут привести к увеличению объема продажи как электроэнергии, так и мощности (например, замена механизмов или частей механизмов собственных нужд на более энергоэффективные).
    Между тем нерешенным остается вопрос покупки мощности в случае превышения максимально допустимой величины, установленной экспертной комиссией НП «Совет рынка». В течение 2011 г. рассматривалась и неоднократно выносилась на рассмотрение наблюдательного совета НП «Совет рынка» концепция перехода от покупки на оптовом рынке генерирующими компаниями объемов превышения потребления над максимально допустимыми величинами, установленными экспертной комиссией НП «Совет рынка», к продаже на оптовом рынке сальдо между располагаемой мощности и объемами потребления электростанциями. В этом случае удалось бы исключить лишние сделки по покупке мощности на ОРЭМ. Однако к настоящему моменту лишь одобрено направление проведения дальнейших работ, выделены основные риски и проблемы нового подхода. Возможно, что к 2013 г. совместно с НП «Совет рынка» удастся выработать новый механизм учета собственных нужд электростанций на ОРЭМ.
    Еще одним направлением оптимизации работы на рынке мощности является выполнение и улучшение показателей готовности к несению нагрузки. Дело в том, что Постановлением Правительства от 27.12.10 № 1172 с 2013 г. предусмотрено поэтапное значительное повышение «штрафных» коэффициентов за различные виды отключений и неплановые ремонты генерирующего оборудования. Таким образом, значимость показателей готовности будет повышаться с каждым годом. Поэтому уже сейчас генерирующим компаниям необходимо уделять особое внимание выполнению всех требований и технических регламентов Системного оператора и стараться максимально исключить человеческий фактор при получении штрафов (например, в результате задержки информирования о случившейся аварии). Кроме того, поскольку очень часто отключения генерирующего оборудования происходят в результате некачественно проведенных ремонтов, система договоров с подрядными организациями, выполняющими ремонтные работы, должна учитывать возможность перенесения убытков, полученных на оптовом рынке, на подрядчика. ОАО «АТС» подготовило методику расчета ущерба на оптовом рынке, которая в случае утверждения ее НС НП «Совет рынка» позволит усилить доказательную базу в спорах с подрядчиками.
    Ключевым изменением на рынке электроэнергии в 2011 г. стало требование с 1 июля заявлять в торги на рынок «на сутки вперед» (РСВ) технологический минимум (Pmin) по ценоприниманию (фактически это означает принудительное согласие участника на продажу объемов электроэнергии в пределах Pmin по любой сформировавшейся цене на рынке). Введение данной меры уже в течение второго полугодия 2011 г. привело к снижению цены РСВ на 3—5%, в течение осенне-зимнего периода 2011—2012 гг. Ожидается и снижение цен, особенно сильное в ночные часы, вплоть до уровня, не покрывающего условно-переменных затрат на производство электроэнергии. В этом случае мерой по оптимизации для тепловых электростанций может быть частичная передача тепловых нагрузок на пиковые водогрейные котлы или редукционно-охладительные установки — тем самым возможно снизить уровень технологического минимума с целью минимизации убыточного производства электроэнергии. Эта задача должна решаться комплексно (надежность, экономичность, эффективность) с учетом экономических и технических критериев работы оборудования электростанций.
    Помимо этого, следует обратить внимание на то, что независимо от уровня цен на рынке одним из наиболее важных механизмов оптимизации работы электростанции в краткосрочном периоде является корректное формирование ценовых заявок, направляемых для участия в торгах на РСВ. Поданные в ОАО «АТС» ценовые заявки влияют на загрузку энергетических мощностей и воздействуют как на затраты, так и на выручку энергетической компании. Можно показать, что при работе на РСВ или балансирующем рынке электростанциям (особенно тепловым) необходимо уделять внимание прогнозированию характеристик относительных приростов стоимости производства электроэнергии (ХОПС), поскольку (при наличии определенных условий) наиболее эффективной (приводящей к оптимизации загрузки электростанции) будет только ценовая заявка, сформированная на основе ХОПС. Отличие же в ценовой заявке от заявки по ХОПС будет приводить либо к формированию упущенной выгоды, либо к убыточной излишней загрузке мощностей.
    Подводя итоги, можно сделать вывод: в 2011 г. были внесены существенные изменения в правила работы энергорынка, которые требуют коррекции существующих и внедрения новых подходов к оптимизации работы электростанций. Применяя предложенные подходы, участники рынка смогут существенно сократить негативное влияние внесенных нормативных изменений и значительно улучшить показатели работы электростанций.