Международный опыт организации рынков электрической мощности

МОСКВА, 24 января (BigpowerNews) — В настоящий момент в различных экспертных сообществах проходит много дискуссий по поводу реорганизации оптового рынка электроэнергии и мощности России. Одной из популярных идей по изменению модели рынка является отказ от долгосрочного рынка мощности и переход к одноставочному ценообразованию. Такие предложения высказывают «Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии», РУСАЛ, они обсуждаются в экспертной группе по обновлению «Стратегии 2020». Одним из главных аргументов перехода является опыт европейских рынков электроэнергии, в частности рынков Великобритании и Nord Pool (в этом рынке участвуют Норвегия, Швеция, Финляндия, Дания, Германия, Эстония). В связи с этим, актуальным представляется вопрос об организации обращения мощности на различных либерализованных электроэнергетических рынках.

Рынок мощности и его назначение

Перед тем, как рассматривать возможные модели организации рынка мощности, следует понять, с какой целью на рынках вводится ее обращение. Вне зависимости от конструкции рынка мощности, его целью является обеспечение необходимого уровня надежности в энергосистеме, что означает наличие готовой к выработке мощности в объеме, достаточном для снабжения потребителей в любой момент времени. Обеспечить достижение этой цели рынки мощности могут путем решения следующих задач:

— во-первых, необходимо, чтобы электростанции, присутствующие на рынке, были готовы к выработке электроэнергии в периоды, когда они не загружены системным оператором;

— во-вторых, требуется, чтобы владельцы электростанций не выводили из эксплуатации генерирующие объекты в таком количестве, которое может повлиять на надежность энергосистемы;

— в-третьих, рынок должен привлекать проекты строительства новых и реконструкции существующих электростанций, чтобы покрывать рост потребления и вывод из эксплуатации устаревшего оборудования.

Конструкция энергетического рынка каждой страны (региона) является уникальной, и не существует признанного стандарта в том, как решать вышеперечисленные задачи. В соответствии с тем, как обеспечивается надежность энергосистемы, все существующие в мире рынки можно разделить на пять групп:

Рынки без оборота мощности

К рынкам, где торгуется только электроэнергия, относятся крупнейшие европейские рынки – Nord Pool и рынок Великобритании, австралийский NEM, американский ERCOT (штат Техас), и два канадских рынка – Ontario и AESO. На данных рынках потребители не оплачивают готовность генерирующих объектов, а поставщики электроэнергии не получают платежей за мощность. Принцип функционирования рынка без оборота мощности рассмотрен ниже.

В зависимости от времени года и суток, в энергосистеме может наблюдаться относительный дефицит и профицит генерирующей мощности. Спрос на электроэнергию подвержен циклическим колебаниям: в течение суток энергопотребление увеличивается в дневное время и снижается ночью, в течение года – растет зимой и снижается летом (Максимальное энергопотребление в зимний период характерно для российской энергосистемы, что связано с широким использованием систем отопления. В большинстве стран пик потребления электроэнергии приходится на летний сезон и связан с использованием систем кондиционирования). Пики энергопотребления наблюдаются лишь несколько раз в году, в остальное время оно находится на значительно более низком уровне. Общий объем установленной электрической мощности в энергосистеме должен превышать пиковое потребление – в противном случае произойдет перерыв в электроснабжении или недопустимое снижение качества электроэнергии. Таким образом, часть генерирующих мощностей энергосистемы большую часть времени года будет находиться в резерве, включаясь лишь для покрытия пиков энергопотребления.

В периоды низкого спроса цена на электроэнергию будет находиться на относительно низком уровне. Вследствие конкуренции, собственники генерирующих мощностей будут подавать на рынок заявки с ценой, равной уровню переменных издержек. В результате этого, цена на электроэнергию установится на уровне переменных затрат самого дорогого генератора, включенного в сеть. Таким образом, цена на электроэнергию будет давать генераторам возможность покрыть свои переменные издержки, а также часть постоянных затрат.

Однако в период пикового потребления востребованными являются практически все мощности энергосистемы, и конкуренция за загрузку становится очень слабой. В эти периоды цены могут возрастать в десятки раз, тем самым позволяя генераторам получать возмещение постоянных затрат и прибыль. Пример подобного ценового всплеска приведен на рисунке 1: цены на Эстонском рынке (является частью Nord Pool) на несколько часов выросли с уровня € 50 до € 2 000 за МВт*ч. Хотя данный всплеск по своей величине нельзя назвать типичным, он в целом хорошо отражает логику работы электроэнергетического рынка.

Рисунок 1. Динамика цены на электроэнергию на спотовом рынке Эстонии, 24 августа 2010 г. (Источник: Nord Pool)

Наличие существенных колебаний цены является неотъемлемой чертой электроэнергетического рынка, позволяющей ему регулировать объем установленной мощности в энергосистеме:

— если на рынке недостаточно генерирующей мощности, высокий уровень цен будет наблюдаться часто, что будет являться стимулом строительства новых генерирующих объектов;

— если на рынке присутствует избыток мощности, то высокий уровень цен будет наблюдаться слишком редко, и выручки ряда электростанций будет не хватать на покрытие их постоянных издержек, создавая, таким образом, стимул для вывода избыточной мощности с рынка.

В то же время, неконтролируемые ценовые пики несут в себе риски злоупотребления монопольным положением производителей. Поскольку потребители не могут в реальном времени отреагировать на повышение цены, производители имеют возможность поднять ее до сколь угодно высоких значений. Поэтому, на рынках применяется ограничение цен (price cap) на электроэнергию. На Nord Pool, например, оно составляет € 2 000 за МВт*ч, на канадском рынке AESO — $ 1000 за МВт*ч, на австралийском NEM – $ 7 850 за МВт*ч. На рынке Великобритании price cap отсутствует, но в то же время на нем отсутствуют ликвидные централизованные торги электроэнергией.

Рынки без оборота мощности имеют относительно простую конструкцию, но в то же время обладают существенными недостатками:

— отсутствует в явном виде механизм обеспечения достаточного объема мощности на рынке, таким образом, рынок не гарантирует наличие генерации в объеме, достаточном для покрытия спроса;

— существует риск установления слишком высокой или слишком низкой величины price cap регулятором, что приведет к излишней ценовой нагрузке на потребителей либо недостатку установленной мощности;

— у регулятора возникают сложности с мониторингом злоупотребления монопольным положением, поскольку заявки производителей не соответствуют их переменным издержкам.

Следует отметить, что на большинстве таких рынков системный оператор имеет возможность заключить контракт на приобретение мощности вне рынка, если прогнозирует ее дефицит. Так, на австралийском рынке NEM системный оператор заключает договоры о предоставлении мощности (RERT) вне рынка в случае, если вероятность превышения спроса над предложением превышает 0,002%. На Nord Pool региональные сетевые компании заключают договоры о предоставлении мощности в случае, если вероятность превышения спроса над предложением превышает 0,1%, при этом оплата таких договоров осуществляется за счет государства. В Великобритании такой механизм не предусмотрен, поскольку в момент внедрения новых правил рынка резерв мощности превышал 15%, а ежегодный рост спроса находился на околонулевом уровне.

Рынок с регулируемыми платежами за мощность

Рынок, где поставщикам оплачивается электрическая мощность по административно определенному государством тарифу, существует в Испании, Южной Корее, странах Южной Америки (Аргентина, Чили, Колумбия, Перу). В обмен на оплату мощности поставщики обязуются поддерживать оборудование в состоянии готовности к выработке электроэнергии, а за нарушение данных обязательств на владельцев электростанций налагаются штрафы. При этом существуют различные варианты правил определения реципиентов платежей за мощность и их величины, например:

— на рынках Чили и Колумбии платежи за мощность получают все поставщики электроэнергии, присутствующие на рынке, тариф на МВт мощности устанавливается единым для всех электростанций;

— в Южной Корее оплата мощности также производится для всех генераторов, но тариф при этом различается для станций, работающих в базовом режиме (определяется исходя из типовых постоянных издержек угольного энергоблока), и для станций, работающих в пиковом режиме (определяется исходя из типовых постоянных издержек газового энергоблока). Отнесение объекта к базовому или пиковому режиму осуществляется регулятором в административном порядке,;

— на испанском рынке платежи за мощность получают только электростанции, прошедшие реконструкцию, либо новые электростанции. Оплата мощности генерирующего объекта проводится в течение десяти лет со дня его ввода в эксплуатацию.

В связи с тем, что поставщики (или часть поставщиков) получают возмещение постоянных затрат (или их части) в составе платежей за мощность, ценовой потолок на подобных рынках устанавливается ниже, чем на рынках без оборота мощности, соответственно снижаются колебания цен на электроэнергию. В то же время у регулятора рынка возникает необходимость создать механизм сбора с потребителя тех средств, которые уходят на платежи за мощность генераторам. Как правило, этот механизм представляет собой фиксированную надбавку к цене каждого МВт*ч, который обращается на рынке (аналогично тому, как оплачивается тариф Системного оператора в России).

Среди преимуществ модели рынка с регулируемыми платежами за мощность можно выделить:

— наличие удобного механизма, позволяющего регулятору в «ручном» режиме регулировать объем электрической мощности, доступной на рынке;

— снижение волатильности рынка электроэнергии, установление более низкого ценового порога;

— возможность снижения объема платежей, необходимых для поддержания надежности, в случае адресации платежей за мощность только «новым» электростанциям.

В то же время, работающим по такой модели рынкам присущи значительные недостатки. Во-первых, эффективность рынка ставится в зависимость от ручного воздействия регулятора, определяющего размеры тарифов. Во-вторых, отсутствие прозрачных правил определения тарифа на мощность создает дополнительные риски для инвесторов, что приводит к увеличению требуемой ими премии за риск. В-третьих, «плоское» разнесение платежной нагрузки на потребителей приводит к снижению стимулов для сглаживания графика потребления: мощность одинаково оплачивается и в часы ее дефицита, и в часы ее избытка (Стимулы к выравниванию графика потребления сохраняются в связи с тем, что в пиковые часы в работу включаются более дорогие генераторы, и соответственно возрастает цена на электроэнергию. Однако эти стимулы меньше тех издержек, которые несутся для содержания мощности, покрывающей пиковое потребление ).

Кроме того, хотя возможность оплаты только «новой» мощности выглядит привлекательной для снижения нагрузки для потребителей, в долгосрочном периоде такое решение приводит к возникновению различных рыночных дисбалансов. Ввод новой электростанции, призванной увеличить величину резервов, приводит к повышению конкуренции на рынке электроэнергии, в результате чего снижается выручка старых станций. Поскольку старые станции платежей за мощность не получают, для части из них станет целесообразным уйти с рынка (либо собственники могут принять решение об их реконструкции). В результате этого на рынке будут наблюдаться следующие тенденции:

— ускоренный вывод существующей мощности из эксплуатации, что не позволяет сделать объем резервной мощности в энергосистеме стабильным;

— повышение доли электростанций, получающих оплату за мощность.

Также, в силу непрозрачности системы принятия решений о выборе поставщиков, которые получают оплату мощности, в данной модели рынка возникает риск принятия регулятором неоптимальных решений.

Двухсторонний краткосрочный рынок мощности

Двухсторонний краткосрочный рынок мощности является традиционной конструкцией для американских рынков с вертикально-интегрированными компаниями, а в настоящий момент он используется на либерализованных рынках Калифорнии и SPP (США). Исторически американские рынки образовывались путем заключения соглашений между региональными сетевыми организациями, поэтому стороной, на которую возлагается обеспечение необходимого уровня резервов мощности, в данной модели являются распределительные сетевые компании. Формально, рынка мощности при этом не существует. Системный оператор энергосистемы устанавливает требуемый коэффициент резервирования, и каждая сетевая компания должна обеспечить себе наличие прав на мощность в объеме, достаточном для создания установленного резерва. У сетевой организации существует три способа приобретения прав на мощность:

— содержание собственной электрической мощности;

— заключение долгосрочных договоров о предоставлении мощности c независимой генерацией или другими сетями;

— покупка мощности у других субъектов рынка на основе краткосрочных договоров (от 4−х месяцев до года).

Таким образом, фактически возникает рынок мощности, состоящий из двухсторонних контрактов между его участниками. Стандартизированного договора и определения товара «мощность» при этом не существует. Следует отметить, что доля мощности, приобретаемой по краткосрочным договорам, на рынке SPP административно ограничена 25% для каждого участника, поэтому на большую часть мощности участники должны иметь долгосрочные права собственности. Тем не менее, рынок следует считать краткосрочным, поскольку обязательства по наличию прав на мощность у сетевых организаций установлены на период длительностью один год (начало периода с 1 октября).

Конструкция двухстороннего рынка мощности имеет следующие плюсы:

— в явном виде заданы требования по величине необходимой мощности для участников рынка, что позволяет обеспечить необходимый уровень надежности энергосистемы;

— для сетевой организации создается стимул по снижению пика потребления, поскольку это снизит величину ее обязательств по наличию мощности;

— поскольку участниками рынка мощности являются распределительные сети, и большую часть потребностей в мощности они обеспечивают собственными генерирующими объектами, общий объем платежей за мощность на оптовом рынке является небольшим, что позволяет избежать публичного обсуждения вопроса излишней ценовой нагрузки на потребителей.

В то же время, хотя потребитель при данной организации рынка «не видит» издержек на обеспечение заданного уровня надежности, он все равно оплачивает их в составе тарифа сетевых организаций. Участники рынка в сумме оплачивают тот же объем мощности, что и при централизованных торгах, а общие издержки по поддержанию необходимого объема мощности могут оказаться выше за счет непрозрачности и фрагментированности рынка. Кроме того, горизонт обязательств в один год не позволяет системному оператору привлечь дополнительную мощность в случае обнаружения ее дефицита.

Централизованный краткосрочный рынок мощности

Модель рынка с централизованными торгами мощностью на краткосрочный период используется в настоящий момент в трех энергосистемах:

— MISO, куда входят двенадцать штатов США, находящихся на севере и северо-востоке страны, а также одна провинция Канады;

— NYISO, обеспечивающая электроэнергией Нью-Йорк;

— SWIS, энергосистема на западе Австралии.

Как и в двухсторонней модели, на централизованном рынке мощности региональные сетевые организации должны приобрести права на мощность в объеме, необходимом для содержания резерва, норма которого устанавливается системным оператором. При этом у сетевой организации появляется дополнительный механизм приобретения мощности – участие в централизованных торгах.

Торги мощностью на рынках MISO и SWIS проходят следующим образом:

— Системный оператор определяет спрос на мощность для каждого участника рынка (сетевой компании), который определяется как сумма его прогнозного пикового потребления электроэнергии и требуемого объема резервов.

— Из спроса на мощность вычитаются объемы мощности, которые принадлежат участнику на праве собственности, а также которые приобретены им в рамках двухсторонних договоров. Таким образом, системный оператор определяет, сколько мощности на торгах должен купить каждый участник, а также суммарный объем мощности, приобретаемый на торгах.

— Владельцы генерирующих объектов подают заявки на продажу мощности, указывая предлагаемый объем и минимально требуемую цену.

— Системный оператор отбирает заявки с наименьшими ценами в объеме, который необходимо суммарно приобрести на торгах.

— Цена на мощность для поставщиков и потребителей устанавливается равной наибольшей цене, указанной в прошедших отбор заявках.

На рынке NYISO применяется несколько модифицированный принцип ценообразования. Системный оператор не устанавливает жесткий коэффициент резервирования, а определяет его зависимость от цены на мощность: чем мощность дороже, тем меньший ее объем приобретается на торгах. Таким образом, формируется наклонная кривая спроса на мощность. Цена определяется в точке пересечения полученной кривой спроса и кривой предложения, которую формируют ценовые заявки поставщиков.

На всех трех вышеперечисленных рынках торги проводятся незадолго до периода поставки мощности:

— на рынке MISO – на последующий месяц;

— на рынке SWIS – на последующий год;

— на рынке NYISO – на полгода, с проведением дополнительных месячных и внутридневных торгов.

Следует отметить, что централизованный аукцион является лишь дополнительным инструментом покупки и продажи мощности. Участники рынка не ограничиваются в заключении двухсторонних договоров либо строительстве собственной мощности.

По сравнению с двухсторонними рынками, у данной модели можно выделить следующие преимущества:

— за счет наличия стандартизированного контракта на мощность снижаются транзакционные издержки участников рынка;

— потребители получают стимул сглаживать графики потребления с целью сокращения платежей за мощность.

В то же время, хотя краткосрочные рынки мощности эффективно решают вопрос сохранения на рынке существующей генерации, их способность привлекать инвесторов в строительство новых мощностей может быть поставлена под сомнение. В случае если в энергосистеме наблюдается дефицит генерирующей мощности, на рынке устанавливается высокая цена на мощность, что должно быть стимулом для инвестиций в генерацию. Но в тот момент, когда новая электростанция будет введена в эксплуатацию, на рынке возникнет резерв мощностей, и цена резко упадет. Таким образом, поставщики электроэнергии получают долгосрочный стимул сохранять дефицит мощности с целью избежать падения цены. Кроме того, слабая предсказуемость цен затрудняет привлечение финансирования под проекты строительства генерации.

Кроме того, при организации рынка мощности в явном виде возникает «проблема прозрачности». Хотя при любой модели рынка потребители оплачивают издержки содержания резервов мощности, лишь централизованный рынок позволяет им осознать, насколько дорого обходится бесперебойное электроснабжение. Вследствие этого, введение централизованного рынка мощности часто встречает сопротивление со стороны потребителей и широкой общественности.

Централизованный долгосрочный рынок мощности

Долгосрочные рынки мощности в настоящий момент применяются на двух американских рынках – PJM (объединяет четырнадцать штатов на востоке США) и ISO-NE (объединяет шесть штатов на северо-востоке США), а также на рынке Бразилии. В отличие от предыдущей модели, на данных рынках покупатели обязаны приобретать мощность за несколько лет до начала периода поставок.

На рынке PJM ключевыми элементами дизайна рынка мощности (Reliability Pricing Model, RPM) являются:

— наличие у покупателей обязательства приобрести права на мощность за три года до периода поставки, посредством наличия собственной мощности, заключения двухстороннего договора либо участия в централизованных торгах;

— форвардные торги мощностью, проводимые на три года вперед. Цена по результатам торгов определяется в точке пересечения кривой спроса, определяемой регулятором, и точки предложения, которая формируется на основе ценовых заявок поставщиков;

— наклонная кривая спроса на мощность, при которой цена растет при недостатке мощности, и снижается при ее избытке.

На рынке ISO-NE горизонт поставок также соответствует трем годам, однако для отбора мощности используется разновидность голландского аукциона. Поставщики подают заявки с указанием объемов, которые они готовы поставить по начальной цене. Если предлагаемый объем превышает спрос, то цена снижается, и проходит новый раунд сбора заявок. Результаты аукциона определяются в тот момент, когда величина предложения мощности снижается до прогнозируемого объема спроса.

На рынке Бразилии каждая распределительная компания, которая является субъектом оптового рынка, самостоятельно объявляет и проводит аукцион по покупке мощности. Периоды поставки обычно составляют от пяти до тридцати лет, а торги проводятся за один-пять лет до начала периода поставки.

На рынках PJM и ISO-NE для «новой» мощности существует возможность заморозки цен: цена, которая сформировалась на первом аукционе, где участвовал новый генерирующий объект, может по желанию поставщика быть сохранена на протяжении трех (PJM) или пяти (ISO-NE) лет.

Долгосрочный рынок мощности позволяет системному оператору заблаговременно обеспечить необходимый объем резервов мощности, а инвесторам в строительство генерации – принимать решения в условиях большей прозрачности и определенности. Кроме того, поскольку проекты строительства новых мощностей на долгосрочных аукционах могут напрямую конкурировать с существующей генерацией, на рынке повышается конкуренция.

В то же время, рынок становится зависимым от прогноза спроса на мощность, определяемого системным оператором на несколько лет вперед – в случае завышенных ожиданий по росту энергопотребления потребителям придется оплачивать больший объем мощности, нежели нужен для поддержания надежности в энергосистеме. Кроме того, форвардные обязательства увеличивают риски неисполнения генераторами своих обязательств.

Рынок мощности в России

В истории российского рынка применялись различные модели рынка мощности – регулируемые платежи, краткосрочные централизованные отборы мощности. Модель рынка, которая действует в настоящее время, по формальным признакам может быть отнесена к централизованным долгосрочным рынкам мощности. В то же время, моделью предусмотрен ряд механизмов, присущих другим конструкциям рынка:

— договоры о предоставлении мощности (ДПМ) являются аналогами договоров, которые заключают системные операторы для поддержания требуемых объемов резервов мощности на рынках без ее обращения;

— ценовое ограничение при отборе мощности (КОМ) фактически создает регулирование цен на мощность.

Таким образом, в России фактически действуют регулируемые цены на мощность, с отдельным уровнем цен для «старой» и «новой» мощности. Также, в модели российского рынка предусмотрены механизмы, явно противоречащие рыночной логике, такие как:

— преференции определенным типам электростанций (ГЭС и АЭС) в виде надбавок за мощность;

— ограничения двухсторонних отношений между потребителями и поставщиками – владельцами ГЭС во второй ценовой зоне ОРЭМ;

— высокие тарифы на мощность для вынужденной генерации, «невидимые» для потенциальных проектов строительства новой мощности.

В целом, российская модель рынка мощности может быть охарактеризована как удобный инструмент для регулятора по обеспечению наличия требуемых резервов мощности. Она позволяет обеспечить бесперебойную работу энергосистемы, и в краткосрочном периоде позволяет снизить ценовую нагрузку на потребителей. Однако, в связи с практическим отказом от рыночных механизмов, говорить об ее долгосрочной эффективности не приходится.

Выводы

Опыт организации рынков электроэнергии в других странах позволяет сделать несколько выводов, применимых и для России.

Во-первых, «чистые» рынки электроэнергии применяются только в некоторых развитых странах, и в то же время многие из них предусматривают резервные «ручные» механизмы покупки мощности. На всех рынках, сталкивающихся с ростом энергопотребления и угрозой дефицита генерации, в том или ином виде внедрен рынок мощности. Таким образом, если есть угроза недостатка мощности, рынок мощности необходим.

Во-вторых, рынок без оборота мощности не позволяет снизить цену, которую потребитель платит за надежность энергоснабжения: одинаковый уровень резервов будет достигнут при одном уровне выручки генерации. В одном случае потребитель оплатит надежность в составе пиковой цены на электроэнергию, в другом – в виде явных платежей за мощность. Регулирование рынка также не становится проще: хотя у регулятора отсутствует необходимость определять спрос и цену на мощность, ему необходимо корректно определить потолок цены на рынке на сутки вперед и распознавать случаи манипулирования ей.

В-третьих, оптимального способа организации рынка мощности на текущий момент не существует. Двухсторонний рынок мощности снижает прозрачность рынка и затрудняет положение небольших участников, централизованные торги содержат риски манипулирования и вызывают сопротивление со стороны покупателей. Краткосрочный рынок решает задачу сохранения на рынке существующей генерации, но не создает достаточных стимулов для привлечения инвесторов в строительство новых мощностей. Долгосрочный рынок мощности в значительной мере зависит от точности прогнозов роста электропотребления, а также требует от участников соответствующего горизонта планирования. Использование той или иной модели рынка в конкретной стране связано с вызовами, которые стоят перед региональной энергосистемой.

Список использованных источников:

— «Economics and Design of Capacity Markets for the Power Sector». Peter Cramton, Axel Ockenfels. Май 2011 г.

— «Capacity Markets for Britain?». Ray Tomkins, Economic Consulting Associates Limited. Январь 2011 г.

— «Best Practices in Resource Adequacy». Johannes Pfeifenberger, Kathleen Spees, The Brattle Group. Январь 2010 г.

— «Capacity Markets That Work». Larry Kellerman, Goldman Sachs. Октябрь 2009 г.

— «Comparison of PJM’s RPM with Alternative Energy and Capacity Market Designs». Johannes Pfeifenberger, Kathleen Spees, Adam Schumacher, The Brattle Group. Сентябрь 2009 г.

— «Comparing Capacity Market & Payment Designs for Ensuring Supply Adequacy». Robert Stoddard, Richard Tabors. Январь 2009 г.

— «Legal Framework for Electricity Capacity Markets». Commissioner Steve Gaw, Missouri Public Service Commission. Март 2006 г.

— «Resource Adequacy and Capacity Markets in California». John Jurewitz, Southern California Edison. Апрель 2005 г.