top of page
Поиск
  • Фото автораAlexey Presnov

Реформа энергорынка. Маржинальная цена вместо усредненной– необоснованный рост или эффективность?

Обновлено: 16 дек. 2023 г.

Итак, в нашей прошлой публикации мы остановились на том, что Казахстану в ближайшей перспективе нужен настоящий конкурентный рынок, если страна действительно стремится выбраться из текущего кризиса в электроэнергетике и связанным с ней централизованном теплоснабжении, а при этом еще и двигаться по пути декарбонизации. Рынок электроэнергии – с централизованными поставками на сутки вперед – РСВ, с единой маржинальной ценой в каждый расчетный момент поставки (обычно час), дополненный внутридневным аукционом подбора пар контрагентов, позволяющих уточнить заявки на РСВ, перетекающий в хорошо сконструированный балансирующий рынок, стимулирующий маневренные ресурсы, которых так не хватает отрасли.


Маржинальная цена, при которой сразу выявляется так называемый настоящий merit order, то есть отбор генерации в порядке «заслуг», а не назначенных кем-то тарифов по непрозрачным процедурам, объективно создает эффективность на рынке в каждый час, выявляя самых «лучших», затем «менее лучших» – вплоть до закрытия баланса предварительного графика спроса и потребления на следующие операционные сутки. Если спрос высок, проходят и самые неэффективные по затратам ресурсы, а в условиях дефицита генерации, имеющейся в Казахстане, в пиковые часы проходят не только они, но еще и импорт из России в значимых объемах и по высокой «специальной экспортной» цене (26–30 т/кВтч). Эта цена и будет являться верхним прайс кэпом на РСВ до тех пор, пока на рынке будет сохраняться дефицит (кстати, и сегодня это самый высокий тариф для «размешивания» в системе ЕЗ).



Маржинальная цена пугает, ведь она существенно выше средневзвешенной у Единого закупщика сегодня, достигающей 18 -19 т/кВтч в пиковые часы. Но сегодня существуют предельные тарифы, ранжированные в многочисленные группы, и мы уже объясняли, что это не стимулирует электростанции к снижению затрат и какому-то развитию, а скорее ровно наоборот, способствует стагнации и дальнейшей деградации отрасли. Представим себе, как предлагают некоторые, что тарифов больше нет, но Единый закупщик остался на рынке, собирающий ценовые заявки энергопроизводителей и потом размешивающий цены, усредняя их по часовым объемам, оплачивая в итоге каждому генератору его собственную цену, а не маржинальную – самую высокую, по которой закрывается баланс в данный час. При таком сценарии цена, на первый взгляд, для потребителей должна быть ниже (условно те же 18–20 тенге в пиковые часы), чем при маржинальном варианте (26-30 тенге из России), и это вроде бы является более оптимальным вариантом с точки зрения общественного блага. Этот метод ценообразования, называемый pay-as-bid может применяться не только в модели ЕЗ, но и на биржевой торговле. Например, в связи с ценовым кризисом на электроэнергию 2021 -22 гг. в ЕС звучали предложения применить его в качестве экстренной меры по снижению расходов потребителей, некоторые страны применяют такой подход и в нормальных режимах. Однако при ближайшем рассмотрении мы увидим, что на самом деле в такой модели производители очень быстро разбираются, кто из них является самым дорогим, клиринговым в тот или иной час, и пытаются подать свою заявку так, чтобы быть чуть дешевле, чем замыкающий, и таким образом получить максимально возможную цену на рынке. При этом самый дорогой, в этой же логике, захочет стать еще немного дороже в момент замыкания рынка. Иногда, из-за неверной оценки, замыкающим может стать другой, или третий, но суть от этого не меняется – pay-as-bid стимулирует надутые заявки, не отражающие реальные краткосрочные затраты генераторов, а потому, в конечном счете, цены, которые оплачивают потребители, будут примерно такими же, как и при маржинальном ценообразовании. Но важным отличием схемы pay-as-bid будет ее гораздо более низкая эффективность, в то время как при маржинальной единой цене все генераторы с затратами меньше, чем у замыкающего баланс, получают инфрамаржинальную ренту на рынке электроэнергии, которая тем больше, чем эффективнее тот или иной ресурс, что и стимулирует их к снижению затрат, а значит развитию.


Еще одной слабой стороной сегодняшнего механизма ЕЗ является преференциальный выкуп электроэнергии у новых и модернизируемых ресурсов, а также ТЭЦ, не говоря уже о ВИЭ. Это не только снижает ликвидность квазиконкурентных торгов, о чем мы уже упоминали ранее, но и создает ложные стимулы для такой генерации – производителям важно, как можно больше вырабатывать электроэнергии независимо от ее реальной цены и ценности для рынка в том или иной момент. Даже при низком спросе эти генераторы, независимо от их технологических возможностей и особенностей стимулируются работать в базовой части графика. Мало того, что это создает постоянные проблемы в управлении энергосистемой – это лишает Системного оператора части необходимых ему специально построенных по тендерам и аукционам маневренных ресурсов, потому что им выгоднее в такой системе работать как раз в базе, а не в пиковых режимах. Маржинальный же рынок РСВ, с единой ценой, с отборами вне зависимости от статуса той или иной генерации, решает как проблему ликвидности – потому что участвуют в нем все, так и стимулирует органическое применение той или иной технологии в соответствии с ее особенностями – ресурсы с низкими переменными затратами занимают базовую часть графика, в то время как маневренные ресурсы, как правило с более высокими опексами, ждут своего пикового часа, и преимущественно используются на внутридневном и балансирующем сегментах.


Важно понимать, что рынок электроэнергии в конкурентной модели, это не только сегмент РСВ, это и ВДР, и БР – все вместе они формируют цены на электроэнергию, при этом цены на ВДР и БР так или иначе являются производными от цен РСВ. Последние есть не что иное, как финансовые обязательства как поставщиков, так и потребителей, соответственно произвести и потребить электроэнергию в определенных объемах и по данным ценам к конкретные часы следующих суток. Если эти финансовые обязательства не могут быть выполнены, то в период до определенного дедлайна до начала физических поставок (от 2 часов до 5 мин, в зависимости от степени автоматизации управления рынком и наличия соответствующих ресурсов), участники могут скорректировать свои позиции, докупив или продав соответствующие объемы на внутридневном централизованном аукционе подбора пар контрагентов с совпадающими интересами и возможностями. И затем, если все же заявленные цены и объемы с учетом корректировок на ВДР не подкрепляются фактическими физическими операциями, то участники рынка оплачивают отклонения согласно ценам аукциона БР, на котором Системный оператор отбирает маневренные ресурсы для поддержания частоты и напряжения в системе за счет баланса мощности. Эти три составляющие складываются и в итоге получается финансовый результат того или иного участника на рынке электроэнергии, и как раз поэтому, вопреки расхожему мнению в энергосообществе Казахстана, разные технологии выработки электроэнергии, маневренные, полупиковые или базовые, хорошо диспетчируемые и не очень – могут конкурировать между собой на этом рынке, выстраивая стратегии и тактики своей работы в зависимости от их особенностей и возможностей.


Но есть и еще один сегмент, о котором мы уже упоминали – это рынок мощности. В Казахстане такой механизм существует с 2019 года, но, как и рынок электроэнергии, он построен на базе предельного тарифа для действующей генерации и индивидуальных тарифов для новых и модернизируемых мощностей. По сути, это некое дополнение к тарифам на электроэнергию для действующей генерации и отдельные инвестиционные тарифы для тех или иных проектов. Старая генерация возмещает на этом рынке свои условно-постоянные опексы, а новая и модернизируемая – еще и капексы. С учетом того, что конкуренция между технологически разными ресурсами с разным соотношением между краткосрочными и долгосрочными затратами, переменными и постоянными, практически отсутствует, связь между рынком мощности и рынком электроэнергии вместе с БРЭ в текущей конструкции оказывается очень слабой – тарифные решения по факту принимаются в ручном режиме и исходя, в первую очередь, отнюдь не из факторов, обеспечивающих наименьшие затраты на рынке. Казахстанский рынок мощности больше похож как раз на классический механизм ЕЗ, где для привлечения инвестиционных средств заключаются публичные (в смысле трансляции затрат на потребителей, а не прозрачности) долгосрочные соглашения PPA для новых и модернизируемых ресурсов, а действующей генерации дают отдельную доплату за то, что она в принципе есть (называя это почему-то услугой по готовности к несению нагрузки, хотя по факту продается сама готовность, т.е. мощность). Недаром, администрирует этот сегмент все тот же РФЦ, которого и называют сегодня Единым закупщиком.


Конкурентный рынок мощности, который нужен Казахстану по нескольким причинам, имеет совсем иную конструкцию и должен преследовать несколько другие цели. Причины введения рынков мощности в конкурентных условиях обычно связаны с желанием снизить волатильность цен на электроэнергию и обеспечить большую надежность энергосистемы, особенно в связи с ростом доли нестабильных ВИЭ с низкими опексами, дать более четкий сигнал для обеспечения инвестиционного процесса развития, замещения устаревших ресурсов новыми, не подвергая при этом рискам стабильность энергоснабжения в текущей и долгосрочной перспективах. В Казахстане фактор волатильности цен отсутствует, есть проблемы с дефицитом, есть рост доли ВИЭ, создающих уже определенные проблемы в Южной зоне, но главным фактором введения этого механизма в 2019 году скорее была попытка найти дополнительные возможности для инвестиций и косвенно повысить платежи потребителей для сдерживания растущих показателей износа. Плюс – попытка унификации конструкции рынка с Россией, где рынок мощности давно существует, в свете интеграционных процессов в рамках ЕЭАС.


Но при переходе к конкурентному рынку, где главной задачей станет поддержание оптимального состава генерации для обеспечения балансовой надежности на среднесрочную перспективу с учетом необходимых параметров текущей или оперативной надежности, действующий механизм продажи мощности в РК должен быть переформатирован кардинальным образом. Каким именно и как, как и почему должна быть обеспечена неразрывная связь между собой всех сегментов энергорынка – об этом мы расскажем в нашей следующей публикации.


42 просмотра0 комментариев

Недавние посты

Смотреть все

Comentários


bottom of page