Оптовые рынки электроэнергии за рубежом
В последние десятилетия переход от государственного регулирования к конкурентному ценообразованию совершили многие развитые и развивающиеся страны. Как и в России, главной целью либерализации электроэнергетических рынков этих государств стало привлечение инвестиций в электроэнергетику.
В соответствии с Постановлением Правительства № 000 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым ценам)», 1 января 2011 года доля либерализации на оптовом рынке электроэнергии достигнет 100%.
В преддверии этого знакового для всего электроэнергетического сообщества события НП «Совет рынка» подготовлен обзорный материал по функционированию оптовых рынков электроэнергии за рубежом.
Содержание:
1. Введение
2. Правила, регулирующие оперативные вопросы торговли
электроэнергией за рубежом
3. Классификация моделей рынков электроэнергии за рубежом
3.1. Интегрированная модель
3.1.1. Спотовый рынок в интегрированной модели
3.1.2. Форвардные контракты в интегрированной модели
3.2. Модель с вертикально-интегрированными энергокомпаниями и независимыми производителями
3.3. Децентрализованная модель
4. Системные услуги
5. Достаточность генерирующей мощности
6. Рынки мощности
1. Введение
В большинстве государств, вставших на путь либерализации рынков электроэнергии, необходимость реформирования отрасли была обусловлена неэффективностью вертикально-интегрированных компаний (ВИК), демонстрирующих рост издержек производства электроэнергии и значительный рост тарифов.
К главным направлениям реформирования можно отнести: отделение монопольных видов деятельности от потенциально конкурентных без ущерба для надежности энергосистем, создание и обеспечение необходимых условий для свободной конкуренции производителей электроэнергии и сбытовых компаний, а также обеспечение недискриминационного доступа участников электроэнергетического сектора к услугам естественных монополий. При этом в большинстве стран функции по передаче и распределению электроэнергии, а также по управлению энергосистемой по-прежнему остались монопольными и регулируемыми.
Уникальные свойства электроэнергии формируют и особенности в управлении энергосистемой и в организации работы рынков электроэнергии.
Эксперты выделяют четыре основные проблемы эксплуатации энергосистем:
- неизбежность возникновения отклонений объемов фактического производства и потребления электроэнергии от плановых объемов (далее – отклонения);
- возможность возникновения перегрузок в энергосистеме и необходимость управления ими;
- необходимость оказания системных услуг для обеспечения надежного функционирования энергосистемы;
- необходимость планирования режимов работы энергосистемы и диспетчерского управления энергосистемой.
Если в условиях ВИК основные задачи решались за счет централизованного принятия решений в рамках единой компании, то после реформирования - разделения функций производства электроэнергии и управления энергосистемами - решение указанных проблем административными способами значительно усложнилось.
2.Правила, регулирующие оперативные вопросы торговли электроэнергией.
Ключевым элементом любой модели рынков электроэнергии являются правила торговли электроэнергией, которые представляют собой соглашения между участниками рынка электроэнергии с одной стороны, системным оператором (СО) и сетевыми компаниями (СК) - с другой. Принятие правил торговли обычно является условием допуска участников к торговле на рынке электроэнергии.
Данные правила регулируют как оперативные вопросы торговли, так и вопросы, по которым требуются долгосрочные решения.
Правила, регулирующие оперативные вопросы торговли, включают в себя:
- операционные правила, определяющие условия доступа участников рынка к системе электропередачи и правила функционирования энергосистемы в условиях рынка;
- коммерческие правила, регулирующие торговлю электроэнергией в энергосистеме;
-правила передачи электроэнергии между различными энергосистемами, регулирующие эксплуатационные и коммерческие вопросы.
Правила, регулирующие вопросы торговли на длительный срок, включают:
- соглашение о присоединении между СО, владельцем системы электропередачи и участниками рынка, которое обеспечивает производителям электроэнергии гарантии того, что их генерирующее оборудование будет оставаться подключенным к системе электропередачи на справедливых условиях в течение необходимого периода времени;
- соглашение об управлении системой передачи электроэнергии между владельцем системы электропередачи и СО (если управление системой электропередачи не входит в функции ее собственника);
- условия пользования системой электропередачи, включая вопросы оплаты;
- соглашения о закупке СО у участников рынка системных услуг на основе долгосрочных соглашений;
- разрешения (лицензии), определяющие обязательства сторон.
Эффективность функционирования рынка электроэнергии напрямую зависит от того, как в правилах торговли решены перечисленные выше проблемы эксплуатации энергосистем: балансирование отклонений производства/потребления электроэнергии, управление перегрузками, приобретение системных услуг и, наконец, составление торгового графика и диспетчеризация.
3. Классификация моделей рынков электроэнергии
Несмотря на имеющиеся отличия в подходах к проектированию рынков электроэнергии, модели рынков в разных странах имеют множество общих черт, что позволяет осуществить их классификацию.
Так, по мнению известного американского экономиста С. Ханта[1], все используемые в электроэнергетике торговые модели можно классифицировать по степени интеграции операционных и коммерческих правил, регулирующих вопросы планирования, управления отклонениями и перегрузками и оказания системных услуг со спотовым рынком электроэнергии.
По указанному критерию выделяют три торговые модели на рынках электроэнергии: интегрированную модель (integrated model), модель с ВИК и независимыми производителями (wheeling model) и децентрализованную модель (decentralized model).
3.1 Интегрированная модель
Интегрированная модель рынков сформирована на основе традиционной модели централизованного диспетчерского управления энергосистемой, которая применялась коммунальными предприятиями во всем мире до начала реформ. Она характеризуется наивысшей степенью интеграции правил планирования режимов, управления отклонениями, перегрузками и оказания системных услуг со спотовым рынком электроэнергии (рынком наличного товара, где цены определяются на основе конкурентного механизма отбора ценовых заявок, сообщаемых электростанциями оператору рынка за сутки до реальной поставки электроэнергии).
Интегрированная модель обеспечивает участников необходимым набором рыночных инструментов для покупки/продажи электроэнергии в любом месте и в любое время, т. е является полностью конкурентным рынком, дающим участникам полный спектр возможностей для торговли как на форвардных, так и на спотовых рынках, а также необходимые инструменты для управления рисками.
3.1.1 Спотовый рынок в интегрированной модели
Спотовый рынок обеспечивает торговлю электроэнергией в реальном времени и является центральным элементом интегрированной модели. Для участия в торговле на спотовом рынке участники подают коммерческому оператору рынка ценовые заявки с указанием объемов производства/потребления электроэнергии.
Правила торговли спотового рынка в интегрированной модели не содержат требований к генераторам о соответствии цен, указываемых в заявках на спотовый рынок, их действительным затратам на производство электроэнергии.
В качестве спотовой цены на электроэнергию в интегрированной модели применяется цена, уравновешивающая спрос и предложение на электроэнергию в реальном времени, – самая высокая цена предложения (или самая низкая цена на покупку). Все участники торгов принимают ту равновесную цену, которая определяется по результатам аукциона.
Ценовые заявки, подаваемые участниками торгов на спотовом рынке, могут быть безусловными и условными.
В безусловной заявке указывается, что производитель обязуется поставить в энергосистему строго определенное количество электроэнергии независимо от цены спотового рынка.
В условных заявках производитель опирается на цену, по которой готов продавать электроэнергию. Например, он может указать, что готов поставить любое (в определенном диапазоне) количество электроэнергии по цене выше определенного значения.
Практика показывает, что производителям выгодно быть настолько гибкими в отношении объемов производства электроэнергии, насколько это позволяют возможности их генерирующего оборудования.
Спотовые цены на электроэнергию в интегрированной модели могут быть чрезвычайно волатильными по причинам изменения энергопотребления, отсутствия возможности накопления и сохранения электроэнергии, а также из-за отсутствия у потребителей возможности реагировать на изменение спотовых цен. Волатильность спотовых цен вынуждает участников рынка искать способы снижения ценовых рисков. Одним из таких способов является заключение форвардных контрактов.
3.1.2 Форвардные контракты в интегрированной модели
Форвардные контракты – финансовый инструмент управления ценовыми рисками, позволяющий участникам рынка зафиксировать цену на определенный объем электроэнергии заранее, до момента поставки. На большинстве зарубежных рынков свыше 80% от общего объема производства электроэнергии поставляется именно по форвардным контрактам.
Одна из форм форвардных сделок – сделки на рынке на сутки вперед (РСВ), где торги осуществляются за день до торговли на рынке реального времени.
По мнению широкого круга специалистов, организация торговли двумя рынками, при которой рынок «на сутки вперед» дополняет спотовый, целесообразна во всех случаях, когда для пуска генерирующего оборудования производителям требуется более одного часа. Объясняется эта целесообразность как минимум тремя причинами.
Во-первых, РСВ позволяет генераторам, имеющим высокие затраты на пуск оборудования и/или однодневный производственный цикл, снизить риски и затраты, связанные с принятием решения о пуске оборудования. Временные рамки для оптимизации диспетчерских решений расширяются до одного дня вместо одного часа или еще более короткого временного интервала.
Во-вторых, наличие РСВ сокращает возможности ценового манипулирования, например повышения цен на спотовом рынке путем «увода» генерирующих мощностей.
В-третьих, РСВ может способствовать регулированию спроса. Цена РСВ, по сути, является прогнозом спотовой цены. И, в случае установления на РСВ высокой цены на электроэнергию, потребители имеют возможность и время для принятия взвешенного решения о покупке электроэнергии по высокой цене, либо о снижении энергопотребления, например, за счет временного снижения уровня производства.
3.2 Модель с ВИК и независимыми производителями
В данной модели крупные энергопотребители вместо того, чтобы приобретать электроэнергию у местных коммунальных предприятий, заключают договоры на поставку с независимыми производителями электроэнергии, либо, наоборот, коммунальные предприятия заключают контракты на взаимообмен объемами электроэнергии для получения прибыли за счет региональной разницы в затратах на ее производство.
Правила торговли в модели с ВИК и независимыми производителями определяют условия доступа к системе электропередачи, принадлежащей вертикально-интегрированным коммунальным предприятиям. Диспетчерская служба ВИК определяет объем свободной пропускной способности в системе электропередачи после покрытия местного энергопотребления и доводит информацию об этом до сведения участников рынка.
При этом покрытие потребностей местного энергопотребления имеет приоритет, а неиспользуемая пропускная способность линий электропередачи может быть выделена для передачи электроэнергии независимыми производителями. С учетом выделенного объема пропускной способности участники рынка осуществляют торговлю между собой и за некоторое время до момента поставки сообщают диспетчерской службе (системному оператору) ВИК свои контрактные объемы поставок электроэнергии.
Диспетчерская служба ВИК обеспечивает балансирование энергосистемы, управление перегрузками и оказание системных услуг, оплачиваемых по регулируемым тарифам. Поскольку системный оператор не является независимой организацией, а принадлежит одной из заинтересованных сторон (ВИК), данная модель не способна обеспечить равных конкурентных условий для всех участников рынка. В случае, когда доступного объема пропускной способности системы электропередачи для всего включенного в торговый график объема сделок недостаточно, системный оператор имеет возможность сократить как объемы производства собственных (принадлежащих ВИК) электростанций, так и объемы поставок электроэнергии по сделкам, заключенным участниками рынка. В данном случае не исключена возможность, что диспетчерские решения могут быть приняты исходя из коммерческих интересов ВИК.
Та же ситуация наблюдается и при решении проблемы управления перегрузками. В случае их возникновения возможен как пересмотр торгового графика в отношении принадлежащих ВИК электростанций, так и уменьшение объемов передачи электроэнергии по двусторонним контрактам, заключенным участниками рынка.
При этом проблема отклонений фактического потребления/производства электроэнергии от плановых объемов в данной модели решается сравнительно просто: они компенсируются за счет объемов генерации местных электростанций, принадлежащих ВИК.
3.3 Децентрализованная модель
Децентрализованная модель предоставляет участникам рынка максимальные возможности для самостоятельной торговли электроэнергией. В данной модели СО независим от производителей электроэнергии (в отличие от модели с ВИК и независимыми производителями), однако его коммерческие функции сокращены: СО отстранен от участия в спотовой торговле электроэнергией, которая переведена на частные рынки.
Участники рынка самостоятельно, либо на организованной торговой площадке, заключают контракты на поставку электроэнергии и за некоторое время до момента поставки сообщают свои контрактные объемы поставки/потребления электроэнергии СО.
Контрактные объемы в децентрализованной модели лежат в основе составления торгового графика и, таким образом, играют важную роль в процедурах планирования и диспетчеризации.
СО осуществляет балансирование отклонений фактического производства/потребления электроэнергии от плановых значений на коммерческой основе.
Оплата участниками рынка отклонений потребления/производства электроэнергии осуществляется в децентрализованной модели двумя способами: оплатой по регулируемым тарифам и по рыночным ценам.
При оплате по тарифам СО взыскивает определенные штрафы с участников за отклонения фактического объема производства/ потребления от контрактных объемов, чтобы побудить участников минимизировать такие отклонения.
Вместе с тем, установление фиксированной цены на отклонения создает условия для манипулирования. Так, например, если плата за отклонения сравнительно небольшая, производителям может быть выгодно произвести меньший объем электроэнергии и заплатить за отклонения. И наоборот.
Рыночная цена за отклонения дает правильные ценовые сигналы участникам рынка. Так, в случае низкой цены за отклонения, сокращение объема производства электроэнергии относительно контрактных обязательств является правильным решением, поскольку рынок обеспечивает поставку электроэнергии по более низкой цене. И наоборот.
Кроме того, рыночная цена за отклонения служит ценовым ориентиром для участников рынка при определении цены на электроэнергию по двусторонним договорам.
В Великобритании была реализована радикальная версия децентрализованной модели. Ее особенностью является «расщепление» рыночной цены на отклонения с разделением на «системную цену покупки» и «системную цену продажи». Основным доводом в пользу использования двух цен на отклонения является стимулирование участников рынка к минимизации отклонений.
Управление перегрузками в децентрализованной модели обеспечивается одним из следующих способов:
- предоставление участникам рынка физических прав на передачу с возможностью их последующей перепродажи другим участниками (данный способ также используется в модели с ВИК и независимыми производителями);
- предоставление участникам рынка пропускной способности в порядке поступления от них соответствующих заявок (приоритет имеют первые по времени поступления заявки);
- проведение аукциона по распределению пропускной способности.
Использование первого метода в условиях полной конкуренции затруднительно, прежде всего потому, что участники не имеют всей информации о состоянии пропускной способности системы электропередачи и перегруженности линий электропередачи.
Второй метод также не обеспечивает полностью решение проблемы управления перегрузками, поскольку приводит к тому, что все участники начинают подавать заявки о предоставлении им пропускной способности системы электропередачи в одно и то же время.
Наиболее предпочтительным способом управления перегрузками в децентрализованной модели является проведение аукциона по распределению пропускной способности.
Разумеется, ни один из методов не исключает необходимости участия СО в управлении энергосистемой в реальном времени. Независимо от выбранного способа управления перегрузками, СО осуществляет оперативную диспетчеризацию производителей электроэнергии в реальном времени. Однако согласно концепции децентрализованной модели, СО принимает решение об изменении контрактных объемов участников только в том случае, если это необходимо для обеспечения надежного функционирования энергосистемы.
4. Системные услуги
Системными называют услуги, оказываемые участниками рынка для обеспечения надежного функционирования энергосистемы. Оказание системных услуг требует определенных затрат, которые должны компенсироваться субъектами энергосистем, являющимися причиной данных затрат. Следовательно, системные услуги могут продаваться и покупаться. Для этих целей в ряде стран созданы рынки системных услуг.
Основными системными услугами являются:
- предоставление оперативных резервов;
- регулирование частоты в энергосистеме.
Оперативные резервы представляют собой доступную генерирующую мощность, которая может быть предоставлена по запросу СО в минимальные сроки. Электростанции, находящиеся в резерве, могут быть задействованы для выработки электроэнергии в случае, если по непредвиденным причинам выходит из строя какое-либо сетевое или генерирующее оборудование. Для обеспечения стабильной работы энергосистемы СО требуются оперативные резервы в объеме 7 – 10% от общего объема энергопотребления.
Регулирование частоты производится за счет специального резерва. Резерв для регулирования частоты представляет собой генерирующую мощность, которая изменяет свою выработку автоматически или на основе оперативных команд СО. Резерв для регулирования частоты используется СО для обеспечения точного соответствия объема производства электроэнергии объему энергопотребления в энергосистеме в каждый момент времени.
При предоставлении резервов производители несут два вида затрат:
- операционные затраты - затраты, связанные с простоем, дополнительные топливные затраты на поддержание работы оборудования на уровне, не являющемся экономически оптимальным, затраты, вызванные дополнительным износом оборудования в связи с необходимостью мгновенного изменения уровня выработки;
- альтернативные издержки, связанные с упущенными возможностями от участия в торговле на спотовом рынке электроэнергии.
Эти резервы являются, по сути, опционами на покупку электроэнергии. Следовательно, цена на эти резервы должна определяться как цена за опцион на покупку электроэнергии на спотовом рынке.
5. Достаточность генерирующей мощности
На сегодняшний день значительная часть рынков электроэнергии имеет существенную особенность – недостаток действенной реакции потребителей электроэнергии на изменение ее цены в реальном времени. Низкая эластичность спроса объясняется следующими основными причинами. Во-первых, энергопотребители практически не имеют информации о действительной цене на электроэнергию из-за недостатка оснащения интеллектуальными счетчиками, показывающими цену на электроэнергию в реальном времени. Во-вторых, ценовые стимулы достаточно слабы, чтобы серьезно изменить консервативную поведенческую модель энергопотребителей.
Как следствие отсутствуют значимые возможности к экономическому стимулированию уменьшения энергопотребления в часы пиковых нагрузок в энергосистеме.
Кроме того, структура рынков электроэнергии во многих странах такова, что, при определенных обстоятельствах, например, в периоды пиковых нагрузок, отключений/аварий генерирующего или сетевого оборудования в энергосистемах, производители или группы производителей имеют возможности для манипулирования ценами на электроэнергию.
Этим обусловлена необходимость административного установления ограничений цен на электроэнергию в периоды дефицита генерирующих мощностей, а также принятия правил контроля за ценовыми заявками участников рынка. В США, например, цены на электроэнергию в периоды дефицита генерирующих мощностей ограничены на уровне 1000 долларов за 1 МВт×ч. К сожалению, применение подобных мер часто приводит к ограничению рыночных стимулов для развития энергокомпаний, в частности – инвестирования в строительство новых генерирующих мощностей.
Устанавливать сравнительно низкие цены на электроэнергию в периоды дефицита генерирующих мощностей и при этом сохранять стимулы для инвестирования в строительство новой генерации регуляторам позволяют рынки мощности, которые обеспечивают получение производителями оплаты за мощность, дополняющей их доходы на рынках электроэнергии.
6. Рынки мощности
В современном рыночном понимании мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику рынка право требования обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества и в количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника.
При продаже электроэнергии производителям необходимо компенсировать переменные (топливные) затраты своих электростанций на выработку электрической энергии и условно-постоянные затраты (ремонт оборудования, оплата труда персонала и т. д.). Компенсация полных затрат возможна как путём продажи одного товара – электрической энергии (применяется в странах Европы, Австралии и др.), так и двух товаров – электрической энергии и мощности (рынки США, Южной Америки).
При торговле двумя товарами правила торговли и формирования цен на эти товары предусматривают компенсацию переменных затрат поставщика на производство электрической энергии в составе платежа за электрическую энергию и условно-постоянных затрат в составе платежа за мощность. На электроэнергетических рынках, где торговля осуществляется только одним товаром, оплата поставленной электрической энергии содержит в себе как условно-постоянные, так и переменные затраты. Однако величина этих затрат определяется отдельно для каждого торгового часа и не несёт в себе необходимых долгосрочных ценовых сигналов для покупателей и потенциальных инвесторов в энергетику.
Рынки, на которых торгуются электрическая энергия и мощность, позволяют избежать высокой волатильности цен на электрическую энергию. Данный эффект обусловлен тем, что платёж за мощность покрывает значительную долю условно-постоянных затрат поставщиков. Наиболее сильно эффект рынка двух товаров сказывается в часы, когда происходит загрузка пиковой генерации, поскольку в рынке одного товара поставщики – владельцы пиковой генерации должны окупить свои полные затраты в немногие часы загрузки генерирующего оборудования.
Отдельная оплата мощности позволяет застраховать риски недополучения поставщиком средств на покрытие условно-постоянных расходов, а также обеспечить возврат инвестиций в модернизацию и строительство новых генерирующих объектов. В этой связи в условиях прогнозируемого роста потребления и угрозы дефицита мощности ввиду, например, сильного износа генерирующего оборудования рынок двух товаров более привлекателен для инвесторов.
Примером современного механизма оплаты мощности может служить модель ценообразования по надежности (RPM), применяемая в PJM (один из крупнейших дерегулированных рынков электроэнергии США) с 2007 года. Данная модель предусматривает проведение централизованных аукционов с целью обеспечения требуемых ресурсов за три года до года поставки (форвардный рынок). Участники рынка подают заявки с предложениями по строительству новых генерирующих мощностей, исходя из чистых затрат на строительство. Модель RPM предусматривает, что ресурсы в районах, испытывающих трудности с надежностью в связи с ограниченными возможностями передающих сетей для целей импорта электроэнергии, будут оцениваться выше, чем в районах с избыточными возможностями.
Ключевым элементом модели RPM является кривая спроса с нисходящим уклоном, которую называют кривой VRR (Variable Resource Requirement).
Кривая VRR в модели RPM
Кривая VRR показывает уровень спроса на мощность на базовом[1] аукционе RPM. Форма кривой VRR определяется тремя параметрами:
· необходимым для обеспечения надежности объемом резервов мощности;
· стоимостью строительства новой генерирующей мощности (Cost of New Entry, CONE);
· чистым доходом, получаемым производителями на рынках электроэнергии и системных услуг (Energy and Ancillary Service Revenue Offset (“E&AS Revenue Offset”).
Все три параметра рассчитываются СО в административном порядке.
Кривая VRR состоит из нескольких отрезков с разным углом наклона.
Первый отрезок (bc) имеет отрицательный угол наклона и начинается в точке (b), соответствующей необходимому для обеспечения надежности объему генерирующей мощности плюс один процент. Цена на мощность в данной точке равна Net CONE (Net CONE = CONE - E&AS). Данный отрезок заканчивается в точке (c), соответствующей необходимому для обеспечения надежности объему генерирующей мощности, плюс пять процентов. В данной точке цена на мощность составляет 20% от Net CONE. СО не нуждается в объеме генерирующих мощностей, превышающим более чем на 5% объем, необходимый для обеспечения надежности энергосистемы, поэтому цена на мощность в точке (с) падает до нуля.
Отрезок (ab) определяет цену на мощность, в случае, если объем последней находится в пределах от 97% до 101 % от объема, необходимого для обеспечения надежности энергосистемы. Верхняя точка (а) данного отрезка соответствует объему мощности на уровне 97% от необходимого для обеспечения надежности объема и цене в размере 150% Net CONE. Данная цена является административно установленным пределом цены на мощность, поэтому последующий отрезок графика, соответствующий объемам мощности менее 97% от необходимого для обеспечения надежности объема представляет собой горизонтальную линию.
Как показывает мировой опыт, рынки мощности позволяют эффективно минимизировать совокупную стоимость электроэнергии и мощности для потребителей, повысить инвестиционную привлекательность отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам, а также стимулируют инвестиционный процесс в создание и модернизацию основных энергетических фондов, активно формируя региональные ценовые сигналы для развития генерации, потребления и сетей.
[1] Помимо базового аукциона в модели PRM также проводятся три дополнительных аукциона для корректировки объемов необходимой мощности.
