Продолжая нашу серию материалов о том, куда и как должна эволюционировать, на наш взгляд, электроэнергетика Казахстана, в этот раз мы остановимся на инфраструктуре рынка – электросетевом комплексе, без стройной системы организации которого построить эффективный и устойчивый к внешним шокам энергорынок невозможно.
Скажем сразу, в этой области у Казахстана работы непочатый край. Фактически электросети страны почти не организованы с точки зрения каких-либо рыночных подходов, и это сразу стало заметно, как только в июле 2023 года в Казахстане попытались внедрить нечто похожее на энергорынок в виде централизованной модели Единого Закупщика. Вдруг выяснилось, что магистральные сети, управляемые созданным много лет назад Системным оператором KEGOC и, на первый взгляд, кажущимся устоявшимся атрибутом рыночной инфраструктуры, на самом деле, висят буквально в воздухе в плане рыночной архитектуры и соответствующего функционала, и никак не связаны с распределительными сетями в структуре тарифов потребителей, оплачивающих услуги KEGOC отдельными платежами.
В модели преобладающих двусторонних договоров, господствовавшей в стране до недавнего времени, это было допустимо, “маршрутизация” услуг по передаче электроэнергии выстраивалась в соответствии с локациями производства и потребления. С введением обязательной централизованной торговли для неаффилированной с крупными потребителями генерации вопрос правильной построенной архитектуры сетевой инфраструктуры и корректного тарифообразования, максимально точно отражающего структуру затрат сетей с учетом топологии и взаимодействия друг с другом, а также резервирования в энергосистеме в целом, стал как никогда актуальным. Уже начались споры между энергосбытовыми компаниями и электросетевыми в части оплаты услуг последних при торговле через Единого закупщика, связанные как раз с неопределенностями архитектуры энергосистемы и принципов тарифообразования. С учетом наличия серьезных объемов собственной генерации крупных потребителей, не интегрированных в общую модель рынка с ЕЗ, но при этом пользующихся энергосистемой страны, эти проблемы будут только нарастать, если не привести в соответствие канонам рынка ее архитектуру и подходы к формированию тарифов.
С переходом на модель ЕЗ были введены тарифы на пользование услугами магистральных сетей KEGOC для субъектов оптового рынка, и отдельные тарифы на передачу для импортеров и потребителей с собственной генерацией. Они по-прежнему оплачиваются отдельно от тарифов распределительных сетей. Взимание платы за пользование сетями KEGOC через волюметрическую ставку в кВтч для всех участников оптового рынка (которых сам KEGOC и назначает), означает, что каждый кВтч, произведенный и потребленный в энергосистеме через систему ЕЗ оплачивается в пользу KEGOC, независимо степени участия магистральных сетей в передаче данного объема электроэнергии. Действительно, потребление вокруг той же конкретной ТЭЦ в данной локации на оптовом рынке связано с пользованием сетями KEGOC только опосредованно в плане резервирования, в то время как потребление от этой ТЭЦ в другом регионе напрямую загружает эти сети, но потребители оптового рынка в обоих случаях платят одинаково. С другой стороны, потребители вне обязательного пула и импортеры платят совсем другой тариф, существенно выше платы за пользование, и тоже в кВтч, хотя затраты KEGOG зависят от объема передачи только в части потерь. В целом дифференциация потребителей по признаку энергоснабжения через общий обязательный пул или от собственных источников разрушает единство регулирования в энергосистеме и ее архитектуру и, конечно, в дальнейшем, при переходе к конкурентному рынку должна быть устранена.
В модели конкурентного рынка структура энергосистемы должна отвечать рыночным принципам корректного отражения и распределения затрат между участниками рынка в соответствии с их вкладом в те или иные расходы, которые несут те или иные сетевые организации.
В целом структура взаимоотношений в современной энергосистеме выглядит следующим образом. Магистральные сети, передают электроэнергию от крупных электростанций в распределительные сети, к подстанциям которых и подключены потребители. Часть генерации, например когенерация (ТЭЦ), некоторые электростанции крупных потребителей, не присоединены прямо к магистральным сетям (подстанции 220 кВ и выше), и по существу являются распределенными источниками, поскольку их электроэнергия в основном потребляется в радиусе эффективного теплоснабжения ТЭЦ или на небольшом расстоянии крупными потребителями, передаваемая им через распределительные сети (а иногда и прямо с шин электростанций). Существует и другая распределенная генерация вблизи потребителей, либо в распределительных сетях энергосистемы, либо “за счетчиком” непосредственно в сетях потребителей. Такая генерация участвует в процессе энергоснабжения либо непосредственно, либо в агрегированном виде (например, виртуальные электростанции).
Потребители такой генерации (или сама генерация) в любом случае пользуются магистральными сетями, поскольку распределительные сети присоединены к энергосистеме, и это означает, что энергосистема резервирует энергоснабжение этих потребителей (да и самих распределенных источников – ТЭЦ и др.) и в каких-то режимах они пользуются услугами магистральных сетей прямо, а в нормальных режимах пользуются резервом. А значит должны оплачивать эти услуги.
В какой-то мере тариф за пользование KEGOC для оптовых потребителей, введенный в связи с переходом на модель ЕЗ, это и есть попытка решения проблемы оплаты резервирования в энергосистеме, но он относится к назначенным самим KEGOC субъектам оптового рынка и транслируется на них всех, независимо от степени использования магистральных сетей, (поскольку предполагается, что все потребители получают электроэнергию от ЕЗ), и в этом состоит его главное несовершенство. Такой платеж создает перекрестное субсидирование потребителями ТЭЦ и распределенных источников, пользующихся только резервом, в пользу потребителей, реально получающих электроэнергию от оптовых электростанций. Кроме того, тариф за пользование энергосистемой в определенной части должны оплачивать и потребители с собственной генерацией, которых точно также, как и в случае с распределенной, теми же ТЭЦ, резервирует энергосистема.
Не менее острой проблемой текущего казахстанского регулирования является то, что тариф магистральных сетей формируется исключительно в волюметрических (объемных) показателях, в кВтч, в то время как услуги магистральных сетей состоят как в непосредственно в передаче электроэнергии, так и в поддержании сетей в готовности к передаче и резервировании, а затраты KEGOC на эксплуатацию, и тем более на инвестиции, мало зависят от объемов передачи. В режиме обязательного пула с виртуальным ЕЗ это тем более очевидно, услуга за пользование в этом случае вообще не зависит прямо от объема прокачки электроэнергии по магистральным сетям. И эту проблему нужно решать уже сегодня, а тем более иметь ее в виду и при моделировании конкурентного рынка в стране. Как правило в мире, для простоты тарифы магистральных сетей выражаются через единую ставку на содержание – почтовую марку (postal stamp), и ставку на потери – то есть двухставочный тариф.
Несколько иначе формируется архитектура тарифов распределительных сетей. Это те тарифы, с которыми сталкиваются массовые потребители, как оптовые, так и розничные. В Казахстане мы наблюдаем единые электросетевые тарифы распределительных компаний для всех групп потребителей, выраженные в объемных показателях – тенге за кВтч. Такой подход грубо игнорирует основной и повсеместно применяемый принцип дифференциации тарифов на передачу электроэнергии – по уровням напряжения. Совершенно очевидно, что тем ниже уровень напряжения, на котором присоединены и рассчитываются потребители за услуги по передаче с электросетями, тем выше затраты электросетей и ниже соответственно затраты потребителей, которым нужно меньше тратить как операционных, так капитальных затрат. Завод, потребляющий электроэнергию на напряжении 110 кВ должен иметь собственные высоковольтные электросети, соответствующие эксплуатационные службы и т. п., то есть нести существенные издержки. И для магазина или населения в квартире или доме, получающих электроэнергию на напряжении 380/220 В, такого рода издержки стремятся к нулю. Поэтому в электросетевых тарифах Казахстана при таком регулировании уже заложены значительные объемы перекрестного субсидирования населения, бюджета, малых и средних предприятий со стороны более крупных потребителей с собственным электрохозяйством – объемы перекрестки, о которых почему-то никто не вспоминает, когда обсуждает проблемы перекрестки тарифов ГП и независимых ЭСО. В большинстве стран, особенно более или менее крупных, независимо от того, является их электроэнергетика регулируемой или рыночной, тарифы так или иначе дифференцируются по уровням напряжения, и это было даже в СССР, когда население платило 4 коп./кВтч, а промышленность 2 коп.
При рыночных подходах к организации тарифов дифференциация электросетевых тарифов по уровням напряжения обязательна, поскольку отражает главный принцип рыночного ценообразования – cost allocation. Но не только.
Рассмотрим структуру затрат электросетевых компаний и их возможное отражение в тарифе, что является важнейшим принципом корректного формирования тарифов – cost reflection.
Первая составляющая, отражающая собственно передачу электроэнергии через потери при передаче вплоть до запирания сечения по нагреву, что при применении узловой модели рынка выражается через изменение маржинальной цены в данной точки сети, т.н. congestion pricе или цена перегрузки (то есть ставка на компенсацию потерь в сети, отражающая собственно передачу электронов из точки А (генерации) в точку B (потребления) сети, в предельном случае равна разнице цен между точкой генерации электроэнергии в сеть и точкой потребления). В распределительных сетях узловая модель пока не применяется, поэтому ставка на потери рассчитывается усредненно, без учета запирания, исходя из параметров сети (чем выше напряжение, тем меньше ток, и соответственно потери, плюс материалы проводов и т.п.) и выражается в расходах на кВтч.
Второй составляющей сверху вниз являются затраты на обеспечение пиковой мощности, или максимальной пропускной способности сети. Электрическую сеть можно ассоциировать с дорогой, которая должна быть рассчитана на максимально возможное количество автомобилей в час пик. Эта составляющая может быть отражена в тарифе как ставка за пиковую мощность в деньгах на кВт.
Но пропускная способность сети всегда должна быть выше, чем максимально возможная пиковая мощность, потому что всегда нужен некий оперативный и балансовый резерв, иначе нам придется в какой-то момент отключать часть потребителей, не обеспечивая краткосрочную надежность, которая во многих странах прямо нормируется через вероятностные показатели. То есть сеть должна быть всегда немного “на вырост,” как и дорога, которая при строительстве должна предусматривать не текущий, а прогнозный трафик. Но и сеть, и дороги, невозможно строить и расширять мелкими частями, инкрементами, всегда есть скачкообразное расширение и усиление – новые подстанции, ЛЭП, оборудование, резервирование и т.п., в том числе и на уровне выше – в магистральных сетях, поэтому всегда остаются затраты, которые невозможно восполнить ни за счет ставки на потери, ни за счет платы за пиковую мощность, как бы точно они не считались и соотносились с их востребованностью потребителями. И это так называемые остаточные затраты, которые очень сложно распределить между потребителями иначе, как по их критерию пользования сетью – и мощностью, и собственно передачей. И это в наибольшей степени социализированные расходы, которые в рыночном сценарии наилучшим образом отображаются через ставку за наличие присоединения к сети, выражаемую через мощность электроприемников потребителя – то есть его потенциал потребления и мощности, и электроэнергии.
Эти три составляющие затрат сети можно отобразить и через две составляющие в кВтч и кВт за пиковую мощность (что, собственно, обычно и делается в большинстве стран для крупных потребителей), и даже через одну – только в кВтч, как это устроено в Казахстане, при этом еще и с усреднением по уровням напряжения.
Но и при двух ставках, и тем более по одной мы сталкиваемся с нарушением принципов cost allocation (корректного отнесения затрат) и causation (причинности – платит тот, кто создает затраты). При одной ставке те, кто потребляет мало, но имеет всегда резерв из сети (это как раз крупные потребители с собственной генерацией или распределенные ресурсы DERs за счетчиком), по сути, перекладывают затраты сетей на тех, кто потребляет много. При двух ставках имеется возможность имплицитно возмещать и третью ставку – в ставку за мощность заложить остаточные затраты: резерв, опережение развития сети “на вырост” и т.д., и таким образом их транслировать их в часы контроля сетевой мощности на потребителей, но при этом на стороне спроса всегда имеется возможность меньше потреблять в эти часы, и таким образом заниматься free riding в отношении сетевых тарифов, не оплачивая в достаточной степени резервирование из энергосистемы, перекладывая расходы на других потребителей. Кроме того, явное – эксплицитное отображение остаточных затрат в тарифе через ставку за наличие присоединение, во-первых, дает четкое представление о качестве регулирования (слишком высокая ставка сигнализирует об излишних инвестиционных затратах в сетевом комплексе и резервах, а слишком низкая – об их недостаточности), а во-вторых позволяет связать непосредственным образом затраты на технологическое присоединение с тарифами на услуги по передаче, снижая часто запретительно высокую величину платежа за подключение к сетям, перенося ее оплату в растянутые во времени платежи за наличие присоединения.
Игнорирование этих факторов не только создает несправедливость и перекрестное субсидирование на рынке, необходимость повышения тарифов для всех, но и искажает экономические сигналы в сетевом комплексе в плане корректного отражения структуры затрат через сетевые тарифы, препятствует развитию распределенной энергетики, создает конфликт между собственной генерацией или шире – ресурсами потребителей и энергосистемой. Такие конфликты существовали и существуют во многих странах особенно в связи с развитием низкоуглеродных DERs, введением различных льгот потребителям в части технологического присоединения к сети, когда потребители в итоге перезаказывают в разы необходимую им мощность в энергосистеме, и построенные для них подстанции, убыточные для сетей, стоят незагруженными с невостребованными трансформаторами, а убытки в конечном итоге перекладываются на тех, кто потребляет суммарно много и постоянно, и чей спрос неэластичен, то есть малый и средний бизнес, бюджет и население.
При разработке рыночного сценария развития электроэнергетики Казахстана нужно учесть весь этот негативный опыт и сделать выводы – сконструировать тарифы в распределительных сетях таким образом, чтобы максимально отразить затраты сетей в архитектуре и структуре тарифов. В этих сетях нужен трехставочный тариф, по крайней мере для крупных и средних потребителей, по которому они будут оплачивать и потери, и пиковую мощность, и расходы сетей и энергосистемы в целом на резервирование и опережающее развитие по отношению к текущему спросу через ставку за наличие присоединения.
Ставка за наличие присоединения может использоваться и для оптимизации платы за резервирование энергосистемой потребителей с собственной генерацией, пользующихся при этом распределительными сетями в том или ином виде, что актуально для Казахстана. Косвенно эта ставка должна частично учитывать и ставку на содержание тарифа KEGOC, которая будет транслироваться не через тариф за пользование магистральными сетями на всех субъектов оптового рынка в виде некоего квазианалогового платежа в независимости от степени их использования и выраженный в кВтч, как это происходит сегодня, а через распределительные сети, через их ставку за наличие присоединения потребителей (и возможно генераторов), которую они должны в свою очередь частично оплачивать KEGOC в соответствии с мощностью присоединенных к этим сетям объектов потребителей. При этом использование мощности магистральных сетей потребителями (по единой ставке KEGOC) оплачивается согласно фактическим перетокам из магистральных сетей в распределительные. В случае прямого присоединения потребителей к магистральным сетям (и это должно быть исключением, а не правилом при правильной архитектуре сетевого комплекса) необходимо эксплицитное использование третьей ставки – за наличие присоединения, по аналогии с распределительными сетями.
В ставку тарифа за наличие присоединения могут включаться и различные платежи, связанные с политикой регулирования, например кросс субсидирование уязвимых слоев населения, или взносы бизнеса на дополнительную поддержку ВИЭ, то есть то, что называется policies. Учитывая, что речь идет о региональных сетях, и даже в некоторых случаях внутрирегиональных – муниципальных, policy могут быть высоко локализованы, а значит точны в применении. Вопрос в том, чтобы регуляторы не злоупотребляли этим инструментом, поэтому распределение остаточных затрат должно соответствовать т.н. принципу Ramsey, суть которого в возложении затрат обратно пропорционально эластичности реагирования потребителей – чем богаче потребители и чем меньше они реагируют на дополнительные расходы, тем большую долю таких расходов они несут. В условиях Казахстана, очевидно, что это должны быть крупные холдинги и предприятия, для них это будет относительно небольшой, но значимой для общества и региона нагрузкой.
Таким образом, архитектура тарифов приобретет стройный вид – все распределительные сети прямо (если граничат с магистральными сетями) или косвенно (если граничат через другие распределительные сети) в своем тарифе имеют ставку (или ставки, с учетом ставки на потери) тарифа КЕGOC, которую оплачивают по фактической мощности в адрес КЕGOC. При этом источником этих платежей являются платежи за пиковую мощность и за наличие присоединения к сети от потребителей. Ставка на потери учитывает объемы перетоков из сетей KEGOC и собственные потери в распределительных электросетях.
О том, каким образом должны формироваться тарифы на передачу в Казахстане в рыночном сценарии, и как это связано с конкуренцией на рынке, мы поговорим в нашем следующем материале этой серии.