top of page
Поиск
  • Фото автораAlexey Presnov

Рынок мощности для Казахстана – to keep lights on at the least overall cost.

Обновлено: 16 дек. 2023 г.

В прошлый раз мы остановились на том, что Казахстану нужен совсем другой рынок мощности, нежели функционирующая ныне система индивидуальных договоров для инвестпроектов и доплат для действующей генерации. Нужны реальные стимулы для конкуренции ресурсов на всех сегментах, включая рынок мощности, и именно поэтому он должен быть сконструирован в четкой взаимосвязи с дизайном рынка электроэнергии. Централизованные (market wide) механизмы отбора мощности изначально пришли в Европу из США, где в ряде юрисдикций они создавались в дополнение к централизованным рынкам электроэнергии, т. н. gross pools, основными сегментами которых являются рынок на сутки вперед и рынок в реальном времени (Day ahead market и real time market). Примерно такую же модель, с некоторыми упрощениями и дополнениями в начале нулевых из Америки позаимствовала и Россия, где оптовый рынок электроэнергии стал обязательным для всех объектов генерации мощностью выше 25 МВт, в отличие от Америки, где субъекты рынка сами решают, надо ли им участвовать в централизованном пуле, организованном как некоммерческая организация всех участников, управляющая при этом и рынком, и его физической инфраструктурой – магистральными сетями. Но участие в PJM, ISO New England, ISO NY, CAISO, MISO или ERCOT, как правило, более предпочтительно и привлекательно для генерации по очень многим причинам. И в тех юрисдикциях, где рынки мощности есть, генерация, в основном в них участвует, соблюдая при этом принцип: получаешь плату за мощность – будь добр предоставлять свои ресурсы на рынок электроэнергии и иные, связанные с ним сегменты. Суть этого правила заключается в самом смысле рынка мощности – обеспечения балансовой надежности (а значит и оперативной) в энергосистеме за счет предоставления своих ресурсов в распоряжение Системного оператора для выполнения этих задач.

В Европе ситуация несколько иная, там изначально господствовали добровольные централизованные биржи, дополняющие двусторонние контракты, по принципу net pool. С течением времени, однако, эти биржи оказались настолько удобными, что роли двусторонних договоров и бирж поменялись местами – теперь эти договоры в основном дополняют биржи, хеджируя риски краткосрочных операций. Долгое время рынки, а точнее – механизмы отдельной оплаты мощности, в Европе были скорее исключением, чем правилом, но в связи с бурным развитием ВИЭ с начала 10х, ситуация изменилась. Во многих странах Европы от Британии до Польши в том или ином виде используются отдельные механизмы оплаты мощности именно для того, чтобы обеспечивать уверенность Системных операторов в их способности поддерживать достаточную надежность в энергосистемах в условиях меняющихся технологий и ускоренного Энергоперехода за счет специально отбираемых для этих целей ресурсов.

Ресурсы СО должны отвечать требованиям, предъявляемым к энергосистемам сегодняшнего дня, когда технологические процессы в энергоснабжении становятся все более сложными и волатильными, когда потоки энергии движутся не только от генерации к потребителям через магистральные и распределительные сети, но и на уровне распределительных сетей за счет локальной генерации, когда появляются значимые объемы ресурсов у потребителей за счетчиком, объединяемых в виртуальные электростанции (VPP) за счет IT, когда нужны в разы большие, чем раньше, объемы высокоманевренной генерации для компенсации нестабильности ВИЭ. И потому рынок мощности вкупе с другими сегментами должен быть смоделирован так, чтобы все эти требования и критерии позволяли объективным образом, в конкурентном процессе, отбирать именно те ресурсы, которые нужны системе, выбирая лучших. Это непростая задача, и очень немногие страны, имеющие централизованные рынки мощности, с ней справляются.

Например, близкая нам Россия, вроде бы прошедшая все этапы реформ, построившая конкурентный рынок, именно централизованный, в основном по американским лекалам – с отдельным сегментом мощности, в общем и целом с этой задачей не справилась. Рынок мощности в России сегодня жестко разделен на собственно инвестиционную составляющую и оплату условно-постоянных расходов «старой», амортизированной генерации, и, как и в Казахстане, плохо связан с рынком электроэнергии в плане конкуренции.

Основу инвестиционного процесса на рынке мощности в России составляет механизм ДПМ – договоров предоставления мощности, представляющих из себя, по сути, скрытые тарифы, разновидность методологии RAB, где инвестиции в объекты энергетики окупаются через долгосрочные платежи потребителей с установленной регулятором доходностью. Механизм ДПМ, изначально придуманный как обязательства генерирующих компаний при приватизации по строительству намеченных ранее (во многом по еще советским планам) объектов генерации, впоследствии превратился в доходный и почти безрисковый инструмент гарантированного возврата инвестиций для владельцев активов по производству электроэнергии, получив широкое распространение во всех инвестиционных проектах, полностью исключив рыночные механизмы конкуренции между новыми (модернизируемыми) мощностями и действующими. Выбор такого инвестиционного механизма базируется на постулате, что при высокой инфляции и более широко – высокой стоимости капитала – конкуренция между новой и старой мощностью в принципе невозможна, поскольку инвестиции не окупаются в разумный срок только за счет показателей эффективности новой мощности по сравнению со старой на сегментах рынка электроэнергии, как это происходит в других странах. И это действительно так – например, увеличения кпд энергоблоков по сравнению со средними по отрасли при реализации инвестиционных проектов, скажем на 15 или даже 20% (ПГУ против паросилового цикла) оказывается недостаточно, чтобы экономия от снижения удельных затрат на топливо, автоматизация, снижение фиксированных опексов и т.п. окупали дорогое финансирование в приемлемый для инвесторов срок (10–15 лет). Тем более, если стоимость топлива формируется нерыночным путем, субсидируется так или иначе, а значит эффект от его экономии не очень значителен, как это имеет место в России в отношении регулируемых цен на газ. Это беда всех экономик с высокой инфляцией и дорогим капиталом – инвестиции не только в энергетику в таких странах проблематичны и требуют особенных решений.

Но на конкурентных энергорынках такой подход – отдельных цен для новой и модернизируемой мощности и действующей «старой» генерацией разрывает органическую связь между сегментами рынка – электроэнергии и мощности, поскольку подрывает базовый принцип организации таких рынков – одновременной конкуренции на всех сегментах – краткосрочных и долгосрочном, что и обеспечивает в итоге возможности для сравнения и выбора разных технологий, обеспечивая оптимальную структуру генерации рыночными методами. Нужно учитывать и то, что на любых рынках всегда есть «особые» проекты, которые реализуются вне рынков, по государственным решениям – обычно это АЭС и большие ГЭС, крупные ВИЭ проекты – и уже это вносит искажения в конкурентную среду в дополнение к множественным ценам на рынке мощности из-за применения механизмов типа ДПМ, и таким образом практически полностью разрушает там конкуренцию, обеспечивающую развитие. Остается только конкуренция в сегменте старых ресурсов, где глубина рынка и его ликвидность изначально низки, а также конкуренция инвестпроектов «за право участия» – на стадии отборов по квотам и параметрам, определяемым в ручном режиме чиновниками. И если опять посмотреть на то, как это устроено сейчас в России, мы увидим, что инвестиционные процессы в основном ведутся на основе индивидуальных конкурсов для новой генерации (т. н. КОМ НГО – конкурентный отбор мощности для новых генерирующих объектов), завершающейся программы ДПМ – 1, а также конкурентных отборах мощности по квотам для модернизируемой генерации (ДПМ -2 или КОММод, при этом критерии модернизации не направлены на существенный рост эффективности). Правда, в КОММод общая эффективность проектов по всем сегментам рынка учитывается, но опять же вне конкуренции со старыми активами. В результате на рынке мощности возникают множественные цены, оплачиваемые потребителями тем или иным генераторам по отдельным договорам, туда же вносят различные «политические» надбавки, искажающие не только конкурентное поле, но и сам смысл рынка мощности, как здорового и прозрачного механизма среднесрочного развития энергосистемы по оптимальным затратам. В итоге все это, как и при обычной монопольной модели отрасли, ведет к переизбытку действующих мощностей, оцениваемым на российском рынке в 20–40 ГВт и отягощающем экономику, поскольку достаточных рыночных сигналов на вывод из работы неэффективная генерация не получает. Более того, такой подход не стимулирует технологическую эффективность новых вводов – отсутствие конкуренции со старой мощностью позволяет планировать новую генерацию на основе морально устаревших решений, при этом цена имеет второстепенное значение, на первое место выходит надежность любой ценой (lights on at any cost), а не надежность при наименьших затратах (lights on at the least cost).


Учитывая этот негативный опыт России, в реформировании энергорынка Казахстана предлагается другой подход к организации рынка мощности, который позволяет в основном уйти от влияния факторов странового риска и высокой стоимости капитала. Мы не будем здесь вдаваться в детали дизайна, но суть решения состоит в неучете этих факторов при формировании конкурентной рыночной цены на мощность на форвардных аукционах на несколько лет вперед, их выводе за периметр рынка, переводе в специальные надбавки, рассчитываемые по эталонам «нормальной» и «страновой» стоимости капитала. Такое решение обеспечивает как прямую конкуренцию новых и старых ресурсов с учетом их доходности на всех сегментах рынка и, таким образом, обеспечивает рост эффективности и развитие, так и дает в руки регуляторов дополнительный инструмент ценового контроля в плане защиты рынка от резких всплесков цен. Иными словами, единая маржинальная цена мощности на отборах, рассчитанная из «нормальной» стоимости капитала для новых и модернизируемых генерирующих объектов, позволяет им «заходить» на рынок по относительно невысокой заявляемой цене, и за счет более высокой эффективности на рынке электроэнергии конкурировать с менее эффективными, но уже амортизированными ресурсами, постепенно вытесняя с рынка наиболее дорогие из них в содержании и удельных расходах топлива. Цены на рынке мощности устанавливают только новые и модернизируемые ресурсы, они же получают многолетние контракты по оплате мощности по устраивающим их ценам для окупаемости проектов. Старая генерация подает в этом дизайне только ценопринимающие заявки, и получает единую цену новых (модернизируемых) объектов. В плане опасений того, что все электростанции, в том числе старые, при таком подходе получат слишком высокую цену, и это увеличит финансовую нагрузку на потребителей, работает та же логика, что и на рынке электроэнергии. Если цены для генерации будут разными (pay-as- bid), то мы получим в итоге «инфляционные» заявки, соответствующие ожиданиям участников рынка по замыкающей спрос цене, но при этом потеряем эффективность – инфрамаржинальные доходы генерации с наименьшей ценой мощности, которую они могут себе позволить с учетом заработков на других сегментах.

Именно такая модель рынка объективно стимулирует нужные в данный период времени ресурсы при условии правильно спроектированного дизайна каждого сегмента. Например, сегодня Казахстан остро нуждается в маневренных ресурсах. Значит дизайн рынка должен быть таким, чтобы заработки на внутридневном и балансирующем сегментах были высокими, но при этом выбор конкретных технологий должен учитывать и другие факторы. При наличии газа устойчиво и часто маневрировать могут газовые турбины открытого цикла, парогазовые установки и газопоршневые машины. Эти три технологии в принципе являются маневренными, но отличаются по эффективности и скорости изменения нагрузки. Наиболее скоростными являются газопоршневые двигатели, но у них достаточно высокие удельные фиксированные затраты по содержанию, а также относительно низкая единичная мощность. ГТУ – менее скоростные, но более мощные, и с относительно высокими переменными затратами. ПГУ эффективны по топливу, но не очень быстры и не любят переходные режимы, особенно паросиловая часть. И наконец, есть батареи – самые скоростные, нет затрат по топливу, но они дорогие по капексу, с ограниченной мощностью и временем эффективной работы (емкости). Или же, как вариант, для маневрирования можно где-то использовать и старую генерацию, например на внутридневном рынке. Все эти факторы должны будут учитываться операторами генерации при подаче заявок на рынке мощности, и в итоге отбираться самая эффективная и нужная рынку с учетом ее доходности на всех сегментах.

До устранения дефицита ресурсов, наблюдающегося сегодня в Казахстане, понятно, что на рынке мощности будет востребована и старая, и новая генерация, верхним прайс кэпом суммарной цены электроэнергии и мощности будет оставаться цена импорта из России. В отдельные часы на краткосрочном рынке электроэнергии, возможны всплески, при которых цены могут и превышать российские, особенно на Юге, в связи с ограничениями по перетокам. Для купирования таких всплесков и недопущения избыточных доходов старой генерации в эти часы, на рынке электроэнергии для нее могут применяться т. н. опционы надежности, прямо связывающие доходы на рынке мощности и электроэнергии. Суть их в том, что сверх определенной цены на рынке электроэнергии, установленной регулятором – strike price, они не получат платежи от потребителей, эти доходы будут возращены на рынок, что снизит общую цену в часы дефицита в системе. Новые же (модернизированные) ресурсы продолжат зарабатывать и в эти часы.



Так, в общем и целом, на наш взгляд, должна выглядеть модель оптового рынка электроэнергии и мощности в Казахстане через несколько лет, если страна хочет выбраться из текущего кризиса. Но есть еще, по крайней мере, два вопроса, на которые необходимо ответить, предлагая общую конструкцию оптового рынка, прежде чем переходить к тому, как нужно переустраивать архитектуру тарифов и регулирование в сетевом комплексе и на розничном рынке – неотъемлемых элементах целостного подхода к анализу и моделированию энергорынков. Речь идет о ВИЭ, посредством которых страна будет стремиться достичь целей и задач, поставленных в Стратегии достижения углеродной нейтральности к 2060 году, и речь идет о теплоснабжении, в частности ТЭЦ, без которых Казахстану в перспективе ближайших 20–30 лет обойтись будет очень трудно с учетом климатических особенностей страны.

Об этом – в наших следующих публикациях этой серии.


42 просмотра0 комментариев

Недавние посты

Смотреть все

Comments


bottom of page