Файл 4 (docx, 30.0713 кб)

Замечания по презентации Удальцова
Слайд 4




Оплата разницы узловых цен объемами производства электроэнергии1 (3%) будет
стимулировать заключение договоров между узлами с большой разницей цен,
получая в дорогом узле дешевую электроэнергию за счет остальных участников.
Каким образом можно поделить ограничения поставки мощности между
поставщиками ЗСП-экспортера с учетом также и ограничений ЗСП-импортера и
ограничений транзита через другие ЗСП?
Необходимый объем мощности в системе определяется на момент прохождения
годового максимума нагрузки. Среднемесячная пиковая нагрузка (по 10-ти часам
рабочих дней) не имеет к этому никакого отношения. Плановый коэффициент
резервирования, по определению, равен превышению (в процентах)
располагаемой мощности над годовым максимумом нагрузки.
В предлагаемой модели продавать мощность по прямым договорам можно только
одновременно с электроэнергией (СДЭМ). Это абсолютно не оправдано, поскольку
предлагаемая модель – это рынок двух товаров, т.к. потребитель кроме
электроэнергии обязан купить также и мощность (в отличие от рынков только
электроэнергии). На таком рынке объективно существуют две цены – цена на
мощность и цена на электроэнергию, и цена договора на электроэнергию и
мощность просто равна сумме стоимости мощности и стоимости электроэнергии.
Поэтому СДЭМ не дают никаких принципиально новых возможностей по
сравнению с двумя отдельными договорами на электроэнергию и мощность и, в то
же время, отсутствие прямых договоров только на мощность создает
дополнительные сложности для участника, который хочет купить/продать
мощность, поскольку заключая СДЭМ, он должен учесть прогнозную цену РСВ, что
вносит неопределенность в договорную цену мощности.
Слайд 5

«Take or pay» означает, что покупатель должен заплатить, даже если он купил
мощности больше чем ему нужно. Почему же в скобках написано, что поставщики
должны выкупать излишки обратно?
Слайд 7

1
Замена централизованной торговли мощностью на прямые договоры отнюдь не
приведет к чудодейственным результатам. В середине 90-х годов в США была
обширная дискуссия, в ходе которой многие участники выступали вообще против
централизованной торговли электроэнергией и утверждали, что только прямые
договоры являются настоящим конкурентным рынком, а централизованный
аукцион – это всего лишь некий математический алгоритм, не имеющий
отношения к настоящей конкурентной торговле. Затем страсти улеглись, и
возникло понимание, что централизованный рынок приводит к тем же самым
Более точно, речь должна идти об оплате разницы узловых цен стоимостью 3% договорного объема
электроэнергии по цене в узле поставщика.
результатам. Теперь прямые договоры мирно сосуществуют с централизованной
торговлей.

Как следует из экономической теории, конкурентные равновесные цены на рынке
прямых договоров и на централизованном аукционном рынке абсолютно
одинаковы. Однако для достижения конкурентного уровня цен необходима
полная информация о конъюнктуре рынка, которая гораздо легче достигается на
централизованном рынке, где происходит сравнение ценовых заявок всех
участников, в то время как на рынке прямых договоров покупатель физически не в
состоянии провести переговоры со всеми поставщиками.

Если речь идет о создании благоприятных условий для заключения прямых
договоров, то тогда прямые договоры будут выполнять лишь роль хеджирования и
не повлияют существенным образом ни на модель, ни на цены рынка. Если же
имеется в виду принуждение к заключению договоров посредством создания
невыгодных условий при не заключении договоров, то это будет искажать
рыночные цены.

На КОМ поставщики не только получают гарантии оплаты мощности, но также
получают обязательства по предоставлению мощности. При отмене КОМ
поставщики, не заключившие договоры и не желающие рисковать не получить
оплату мощности вообще, не имеют никаких обязательств по предоставлению
мощности и они могут приостановить работу своих мощностей, что может
привести к серьезным проблемам с надежностью.
Отсутствие гарантий оплаты мощности делает работу многих поставщиков
слишком рискованной (более половины всех мощностей не покрывают все свои
затраты доходами только на рынке электроэнергии) и они начнут выводить свои
мощности с рынка. Через короткое время это приведет к дефициту мощностей и
необходимости вводить дополнительные дорогостоящие новые мощности.
Долгосрочный КОМ должен формировать ценовой сигнал для определения
целесообразности реализации различных проектов вводов, модернизации или
вывода из эксплуатации генерирующих мощностей. Если рынок не выполняет эту
задачу, то возникает вопрос, а нужен ли вообще такой рынок, поскольку
административное решение проблем ввода, модернизации и вывода из
эксплуатации гораздо проще реализовать при возврате к тарифному
регулированию.




Резервирование мощности генераторами ничего не меняет в финансовом плане
(потребителям все равно, покупать на 20% больше мощности или платить за
мощность на 20% дороже) и лишь вносит ненужные сложности.
Саморезервирование не означает, что по факту эта часть мощности будет
находиться в резерве. Это всего лишь финансовая операция - будет мощность
загружена или стоять в резерве решается не в договорах, а на РСВ. Поэтому для
АЭС и ГЭС это никакое не ограничение. Тем более, что цена своей мощности и
покупной на рынке должна быть одинаковой.
Слайд 11

Если потребитель отказался приобретать мощность в плановом режиме (т.е.
заключив прямые договоры), то это совсем не обязательно означает, что имеется


дефицит мощности и единственным источником мощности для него может быть
новая мощность. На самом деле потребитель может не заключить договоры из-за
нежелания поставщиков, которых вполне устраивает распределение на них
вмененных контрактов. Это возможно и при наличии избытков мощности и
отсутствии потребности в новой мощности.
Цена новой мощности должна рассчитываться как приведенные годовые
постоянные затраты нового генератора за вычетом годового дохода генератора на
РСВ сверх переменных затрат.
Параметры МГИ дают неверную оценку стоимости мощности из-за некорректного
критерия отбора, заложенного в постановлении по МГИ.
Слайд 13



Если покупатели должны докупить по договорам еще 100 МВт, а у поставщиков не
продан только 1 МВт, то поставщики получат за 1 МВт 600 тыс. руб.*100/1,2 =50
млн.руб.
Поставщик может продать мощность в разные ЗСП - в какой из них его учитывать?
Замена ЗСП на ЦЗ приведет к тому, что будут оплачены мощности там, где они
избыточны, и не будут оплачены, где они действительно нужны. В результате
нужные мощности будут выведены из эксплуатации, и потребуется ввод новых
мощностей.
Слайд 14

Все ГП получают одинаковые цены независимо от того, находятся ли они в зоне с
высокими или низкими ценами? Т.е. вводится еще одно перекрестное
субсидирование?
Общие замечания
 Фактически в данной модели понятие мощности как (годового) максимума
потребления отменяется. Вместо этого понятия вводится совершенно другое –
среднечасовое потребление электроэнергии за заранее выбранные 220 часов за
каждый месяц (если в месяце 22 рабочих дня).

Это две абсолютно разные величины, причем вторая из них много меньше первой.
Эти величины очень слабо связаны друг с другом. Например, можно увеличить
свое потребление в час максимума, тем самым увеличив суммарную мощность
потребления энергосистемы и увеличив потребность в резерве мощности, и
покрыть это увеличение за счет покупки по СДЭМ совсем в другом из отчетных
часов (с существенно меньшим суммарным потреблением), что никак не может
компенсировать суммарного увеличения мощности в час максимума.

Предлагаемая замена понятия «мощность» приводит к тому, что утрачивается
физический смысл, вкладываемый в понятие «расчетный резерв мощности»,
обеспечивающий необходимый уровень балансовой надежности энергосистемы.

Мощность как таковая потребителю совсем не нужна. Ему нужна только
электроэнергия и непрерывность ее получения, т.е. надежность
электроснабжения. Поставщику мощность тоже не нужна (скорее наоборот, чем
больше суммарная мощность генерации, тем меньше у поставщика шансов
продать свою выработку по нужной цене). Мощность нужна только Системному
оператору для поддержания надежности энергосистемы. В зависимости от
используемой модели рынка Системный оператор по-разному решает проблему
надежности.
2

В модели рынка только электроэнергии Системный оператор использует
специальные схемы для обеспечения необходимого объема резерва мощности.
Например, Системный оператор может закупать на тендере резервные мощности,
которые затем стоят в холодном резерве и которые включаются в работу только по
команде Системного оператора при недостаточности мощностей в системе.
Затраты на эти мощности оплачиваются потребителями через тариф Системного
оператора.

В модели с рынком мощности (т.е. в моделях, в которых для потребителя вводятся
обязательства по покупке не только электроэнергии, но и определенного объема
мощности) для обеспечения необходимого объема резерва мощности Системный
оператор проводит конкурентный отбор мощности. Системный оператор при этом
выступает от лица потребителей, обеспечивая им необходимый уровень
надежности. Стоимость этой мощности затем распределяется на потребителей в
виде обязательств по покупке определенной доли отобранной мощности.

Торговля мощностью вводится совсем не ради решения каких-то финансовых
проблем. Единственный смысл введения на рынке кроме электроэнергии еще и
второго товара – мощности состоит именно в обеспечении необходимого уровня
балансовой надежности2. Задача конкурентного отбора мощности – достижение
этой цели при минимальных затратах. Эта задача в рассматриваемой модели не
решается.

На рынке электроэнергии поставщики, если они не продают электроэнергию, то
они и не несут затрат на производство электроэнергии (не тратят топливо).
Поэтому при краткосрочных торговых операциях на рынке электроэнергии
поставщики всегда знают, по какой минимальной цене они могут продать
электроэнергию, чтобы не быть в убытке.

В отличие от этого при торговле мощностью поставщики несут затраты (зарплата,
налоги, возврат инвестиционных затрат и т.д.) независимо от того, сколько
мощности они продали в данном месяце или не продали мощность вообще.
Поэтому определить, по какой минимальной цене поставщик может продать
мощность, возможно лишь в рамках годового цикла торговли и при условии, что он
продаст всю свою мощность целиком. Поставщику надо продать мощность так,
чтобы полностью покрыть свои постоянные затраты (с учетом доходов на рынке
электроэнергии).

Именно такие условия реализуются при проведении долгосрочного КОМ. Если
мощность проходит КОМ, то она вводится (если это новая мощность) или остается
на рынке (если это существующая мощность) и при этом вся эта мощность
полностью покрывает все свои затраты. Соответственно, если мощность не
В PJM рынок мощности так и называется рынком надежности – «reliability pricing model».
проходит КОМ, то она не вводится (если это новая мощность) или выводится из
эксплуатации (если это существующая мощность).

При отмене КОМ (как это предлагается в рассматриваемой модели) поставщик при
заключении прямого договора на часть своей мощности и на ограниченный
временной период не знает, сколько еще договоров ему удастся заключить и какая
часть мощности у него останется не проданной. Поэтому он не может определить,
какую минимальной цену он должен получить по договору, чтобы в результате
покрыть все свои затраты. Это делает работу поставщиков слишком рискованной,
что будет стимулировать увод мощностей с рынка и необходимость
административного ввода новых дорогостоящих мощностей.