Оценка влияния цены мощности на тариф за электрическую энергию

В результате реформы электроэнергетической отрасли на рубеже веков создан российский рынок электроэнергии мощности. На сегодняшний день модель претерпела ряд изменений, но основные принципы, заложенные тогда, работают и сейчас. Однако в работе любой сложной системы всегда имеются спорные вопросы, и модель формирования цены за мощность не является исключением.

На момент создания рынка главной проблемой было обеспечение качественной генерирующей мощностью быстро растущего потребления. Делать это необходимо заблаговременно, поскольку ввод генерирующих объектов в строй требует времени, в течение которого имеющийся фонд неизбежно стареет. Для решения этой проблемы необходимо было создание конкурентной среды в энергетике, разделение РАО «ЕЭС России» по видам деятельности, привлечение инвестиций и приватизация активов в потенциально конкурентных видах деятельности [1, 2].

Одновременно с разделением РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией на Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). ФОРЭМ представлял собой систему договорных отношений множества его участников

(субъектов). Для конечного потребителя розничного рынка, если он не является населением или приравненной к нему категорией потребителей, стоимость потребленной электроэнергии складывается из нескольких составляющих:

• •    стоимость непосредственно электроэнергии, приобретенной сбытовой компанией на оптовом рынке;

• •    стоимость мощности, которая формируется из мощности КОМ (конкурентный отбор мощности), мощности объектов КОММод (конкурентный отбор модернизированных мощностей), ДПМ (договор о предоставлении мощности), ВИЭ (возобновляемые источники энергии), МСЗ (мусоросжигательный завод), мощности гидроэлектростанций и атомных электростанций, стоимость мощности новой генерации в Крыму, на Дальнем Востоке;

• •    стоимость услуг по передаче электроэнергии и потери электроэнергии в сетях;

• •    сбытовые надбавки.

Первые три составляющие формируют цену на 95–98 %, четвертая – на 2–5 %. В данной статье более подробно будет рассмотрена стоимость мощности.

Результаты и их обсуждение

С точки зрения ценообразования, цена мощности, покупаемой на рынке, складывается из трех частей [3, 4]:

• •    мощность, отобранная на конкурентном отборе мощности (КОМ);

• •    мощность, поставляемая как вынужденная генерация;

• •    мощность, поставляемая на рынок по договорам о предоставлении мощности (ДПМ).

Тарифы на мощность устанавливаются для генераторов, признанных необходимыми для работы на рынке (системообразующие генераторы, вывод которых из эксплуатации невозможен по технологическим причинам). Данный тариф всегда выше цены КОМ. При этом не вся генерация может получить такой тариф, а лишь та, которая будет одобрена Минэнерго и Системным Оператором (СО). Чем больше будет введено генерации, тем больше ее не пройдет КОМ.

На рис. 1 представлена картина изменения вынужденной генерации на протяжении 10 лет. Общая тенденция сводится к сокращению объемов мощности, отобранных по тарифам для генераторов, работающих в вынужденном режиме. Это обусловлено зачастую кратным превышением этого тарифа над ценой КОМ. Влияние этой составляющей на результирующую цену КОМ постепенно снижается (рис. 2).

Во время реформы РАО «ЕЭС России» была сформирована модель, по которой вся генерация продавалась с обязательствами по вводу новых станций или блоков. Данные договора получили название «договора о предоставлении мощности» (ДПМ). Суть ДПМ заключается в том, что государство гарантирует оплату и рентабельность по этим проектам на определенном уровне, что было зафиксировано в документах, подписанных между покупателями и продавцами на рынке. Так же, как и с вынужденной генерацией, цена ДПМ существенно выше цены КОМ, и оплата этой категории возлагается на потребителей ценовой зоны, в которой отобрана мощность по ДПМ. Ниже приведен график отобранной мощности по ДПМ с 2016 по 2025 г. (рис. 3).

Конкурентный отбор мощности – самая рыночная процедура из трех. В 2015 г. была представлена новая модель КОМ, предполагающая долгосрочный отбор по ценовым зонам с применением «эластичной кривой спроса». Изначально запуск долгосрочного отбора мощности планировался с момента начала реформы в 2010 г. Трехлетние гарантии оплаты мощности предполагали повышение

Рисунок 2. Составляющая цены КОМ от генераторов, работающих в вынужденном режиме, %. Figure 2. Component of the price competitive power selection from generators working in forced mode, %.

Рисунок 3. Мощность, отобранная по ДПМ с 2016 по 2025 г. (МВт).

Figure 3. The capacity selected under capacity provision from 2016 to 2025 (MW).

привлекательности данного сегмента рынка для привлечения инвестиций. В дальнейшем вместо ДПМ должен использоваться КОМ, что позволит существенно снизить затраты потребителей. Введение эластичной кривой спроса направлено в первую очередь на улучшение ценовых сигналов для генерирующих объектов по выводу оборудования из эксплуатации, что позволит решить проблему избытка мощностей. Эластичная кривая спроса предполагает, что если предложение мощности превышает заданный предел, то итоговая цена КОМ оказывается ниже ценового потолка (Статья 32, п. 1 [5]). Эта модель КОМ предполагает отбор мощности по двум ценовым зонам, а не по 21 «зоне свободного перетока» (ЗСП).

Рассмотрим, как работает модель КОМ, и оценим, какие изменения проведены в 2015 г. Для понимания модели КОМ будем применять одноузловую изолированную электроэнергетическую систему (ЭЭС), потери и ограничения на объемы передаваемой мощности в которой отсутствуют. При этом имеется множество поставщиков мощности (генерирующих объектов). Поставщики мощности характеризуются следующими показателями: Pj – располагаемая мощность электростанции j; Rj – условно-постоянные издержки электростанции j (либо условно-постоянные издержки ожидаемой на рынке электроэнергии без учета прибыли).

Для спроса на мощность Pa, изменяющегося в пределах от 0 до суммарной установленной мощности всех электростанций в ЭЭС, возьмем гипотетическую ЭЭС, в которой 15 электростанций с установленными мощностями и условно-постоянными затратами, заданными случайным образом.

Модель КОМ до 2015 г. Известен ориентировочный спрос на мощность P_a, не зависящий от цены мощности. Генерирующие компании формируют заявки на КОМ, которые состоят из мощности P_j и цены за эту мощность c_j. В общем случае цена связана с величиной издержек поставщика на поддержание мощности выражением:

cj = Rj / Pj .                                    (1)

Конкурентный отбор мощности подразумевает выстраивание заявок по возрастанию цены cj, отбор заканчивается когда суммарная располагаемая мощность отобранных электростанций не станет равной величине спроса или не превысит его:

max(cj) -> min(2)

при ограничении

∑Pj≥ Pa.(3)

Цена самой дорогой отобранной единицы мощности становится ценой мощности в ценовой зоне:

c = max(cj).(4)

Этот вариант применялся для конкурентного отбора мощности в РФ до 2015 г. и проводился по зонам свободного перетока ежегодно сроком на 1 год.

Модель КОМ после 2015 г. В настоящий момент модель КОМ предполагает зависимость спроса от цены P_a(c). При этом «кривая спроса» представляет собой прямую проходящую через точки 1 и 2 (рис. 4). При этом точка 1 – это прогнозируемый объем спроса, а 2 — прогнозируемый объем, увеличенный на 12 %:

P1 = Pa , P2 = 1,12* Pa.                      (5)

Цену в контрольных точках устанавливает Правительство РФ.

Пересечение функции предложения с «кривой спроса» определяет объем отобранной мощности и ее цену (рис. 4). Полученные параметры действуют в течение шести лет с ежегодной индексацией цен для поставщиков, отобранных по результатам КОМ.

Рассмотрим ЭЭС, в которой 15 поставщиков мощности (табл. 1). Условно-постоянные издержки поставщиков – случайные числа в денежных единицах (ед.).

Результаты решения задачи конкурентного отбора мощности по рассмотренным моделям приведены на рис. 5.

Видно, что использование модели с эластичным спросом несколько изменяет отбор поставщиков, но делает это в довольно узком диапазоне мощности (фактически был организован ценовой коридор), т.е. изменение модели КОМ не дает экономии затрат на поддержание мощности, а в

Таблица 1 Характеристики электростанций

Table 1 Characteristics of power plants

Номер	Располо-гаемая мощность, МВт	Условно-пост. издержки, ед. Conditionally constant costs, units	Удельные условно-пост. издержки, ед./МВт Specific conditional constant costs, units/MW
1	1100	3300	3
2	350	1400	4
3	500	5500	11
4	425	15725	37
5	465	22320	48
6	275	18975	69
7	1200	85200	71
8	300	25500	85
9	405	47385	117
10	500	60500	121
11	160	19520	122
12	1200	146400	122
13	240	31200	130
14	35	4725	135
15	750	111750	149
СУММА	7905	599400

Рисунок 4. Графическое представление конкурентного отбора мощности со спросом, зависящим от цены.

Figure 4. Graphic representation of power competitive selection with demand depending on the price.

Рисунок 5. Суммарные условно-постоянные издержки поставщиков электрической мощности, отобранные в результате КОМ для линейной модели со спросом: а) не зависящим от цены (КОМ до 2015 г.); б) зависящим от цены (КОМ с 2015 г.).

• Figure 5. The total сonditionally constant costs of electric power suppliers selected as a result of competitive power selection for: a) linear model with demand that is not dependent on the price (until 2015); b) linear model with demand depending on the price (since 2015).

первую очередь направлено на большую вариативность в предоставлении мощности (продать большую мощность, но по меньшей цене, или меньший объем мощности – по большей цене). Например, для значения прогнозируемого спроса 5200 МВт обе модели отбирают всех поставщиков до 10-го, обеспечивая суммарные издержки на поддержание мощности в размере 285 805 ед. Для значения прогнозируемого спроса 5500 МВт результаты расходятся. Вариант 1 дает издержки в размере 285 805 ед. (отобраны первые 10 поставщиков). Вариант 2 дает издержки в размере 305 325 ед. (отобраны все поставщики, кроме 12-15). Номера отобранных в этих двух случаях поставщиков и их суммарные затраты приведены в табл. 2.

При этом надо понимать, что внесенные изменения были направлены в первую очередь на увеличение заинтересованности в инвестициях на строительство новой генерации путем ухода от договоров о предоставлении мощности (ДПМ) в пользу цен, полученных посредством КОМ. Проведение же КОМ на перспективу шести лет наклады- мой в открытый доступ работе «Схема и программа развития ЕЭС страны на 7-летний период» (в дальнейшем – СиПР ЕЭС) на 2019-2025 гг., видно, что увеличение периода прогнозирования до шести-семи лет приведет как минимум к 4 %-ному увеличению максимальной нагрузки в обеих ценовых зонах ЕЭС России. К этому следует добавить несоответствие научно-технических документов (НТД) в виде Положения Минэнерго и Методических рекомендаций [7] (далее МР 2003 г.) в части учета температурного фактора холодного периода года. Таким образом, увеличение периода упреждения при проведении процедуры КОМ и несоответствие разных НТД приводят как минимум к уменьшению спроса на мощность на 8 %.

Все эти действия ведут к росту цены КОМ (дополнительную информацию см. в табл. 3), что, казалось бы, улучшает инвестиционную привлекательность, но это же ведет к дальнейшему росту резерва, увеличению его доли в общем тарифе и повышению себестоимости всей производимой продукции (табл. 4 и 5).

вает необходимость в прогнозировании спроса на этот же период. Рассмотрим влияние изменения спроса на цену, отобранную в результате КОМ (рис. 6).

Для понимания, каким образом изменяется цена, на рис. 6 помимо основной зависимости спроса (сплошная жирная линия 1-2) представлены еще две (пунктирные линии 1а – 2а и 1б – 2б), построенные для уменьшенных на 8 и 16 % величин спроса на мощность. Хорошо видно, что спрос напрямую влияет на формируемую цену, а увеличение периода прогнозирования ведет к возрастанию ошибки планирования максимума нагрузки. Процедура определения спроса проводится в соответствии с Положением, утвержденным Минэнерго РФ1 (далее Положение Минэнерго), по которому она формируется из величины совмещенного максимума нагрузки и планового коэффициента резервирования. Анализ, приведенный в работе [6], указывает на рост совмещенного максимума нагрузки с увеличением периода упреждения. Причем этот рост никак не связывается с анализом ретроспективной информации об изменении фактических параметров [7].

С учетом информации, приведенной в ежегодно выпол няемой и выставляе-

• ¹    Положение о порядке определения величины спроса на мощность для проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон) свободного перетока электрической энергии (мощности), утвержденное Приказом Минэнерго России от 07.09.2010 № 431 (ред. от 17.08.2017).

  Т аблица 2

  Отобранные поставщики и суммарные издержки на мощность для разных вариантов модели рынка мощности

  Table 2

  
  

  Selected suppliers and total costs for power for different options for the power market model

  Прогнозируемый спрос, МВт	Модель КОМ до 2015 г.		Модель КОМ после 2015 г.
  	Поставщики	Затраты, ед.	Поставщики	Затраты, ед.
  5200	1-10	285805	1-10	285805
  5500	1-10	285805	1-11	305325

  
  
  

  Рисунок 6. Влияние спроса на цену КОМ.

  Figure 6. The impact of demand on competitive power selection prices.

  
  

  Составляющие цены КОМ

  Components of competitive power selection prices

  Таблица 3

  Table 3

  Составляющая, %/Год	21	22	23	24	25
  ДПМ	13,10352	12,63054	0,770387	2,66743	3,190224
  ВР	0,524141	0,421018	0,042799	0,160046	0,151915
  Спрос	3,843699	7,999345	0,613456	2,507384	4,253631
  Тариф	117,4714	121,0509	101,4266	105,3349	107,5958
  Влияние несовершенства Положения Минэнерго в части учета температурного фактора	0,307496	0,639948	0,049077	0,200591	0,340291
  Влияние заблаговременности прогноза нагрузки	0,039206	0,083193	0,006503	0,02708	0,04679
  Влияние обоих факторов	0,346702	0,723141	0,055579	0,22767	0,38708
  Приведено к 1 % роста тарифа	0,019844	0,034352	0,038958	0,042676	0,05096

  
  

  Таблица 4

  
  

  Вклад в цену единицы продукции затрат на электроэнергию

  Table 4

  Contribution to the price production unit of costs for electricity

  Показатель	Металлурги	Угольщики	Агрокомплекс	Нефтепереработка	ЦБП
  Затраты на ЭЭ при производстве единицы продукции, %	18,5	13,9	4,5	51,8	21,2

  Вклад в себестоимость затрат год к году

  
  

  Таблица 5

  
  

  Table 5

  Contribution to the cost of expenses year by year

  Компания/Вклад в себестоимость затрат год к году (2019/2020), %	Тариф на ЭЭ	Цена готовой продукции	Маржа	% от маржи
  Металлурги	1,1	-19,6	12,1	9,090909
  Угольщики	0,9	-13,7	18,3	4,918033
  Нефтепереработка	3,7	-33,3	10,2	36,27451

  
  

открытости, оптимизации производственных процессов, и на эти деньги проводить работы по модернизации и строительству оборудования. В то время как сейчас компаниям-поставщикам это не интересно, доходы зачастую занижаются, уменьшая привлекательность для инвесторов и снижая налоговые поступления в бюджет.