ВИЭ и возможные направления перестройки оптового электроэнергетического рынка страны




Развитие возобновляемой энергетики в мире происходило и происходит под воздействием специальных мер поддержки генерирующих объектов на основе энергии ВИЭ. При принятии политического решения о необходимости и целесообразности развития этого вида генерации в каждой такой стране ее руководство должно было также принять принципиальное решение о поддержке ВИЭ и ее масштабах.


Причины необходимости принятия такого решения о поддержке ВИЭ состояли в том, что, во-первых, на начальном этапе своего технологического развития энергия ВИЭ была довольно дорогой и, во-вторых, если мер поддержки не принимать, то тогда следует ставить все станции и технологии генерации в стране в одинаковое положение открытого экономического состязания по принципу: «победить должен сильнейший», в нашем случае – наиболее экономически эффективный.


Практика таких выравнивающих решений, исключающих всякие иные меры поддержки и традиционной энергетики, может привести (а, по факту, и приводит) к недовольству избирателей и смещению правительства, принявшего решение о повышении тарифов на коммунальное обслуживание и электроэнергию и отказа от их субсидирования.


Различие между основными типовыми группами конкретных инструментов поддержки [1] заключается в том, каким образом они стимулируют спрос на ВИЭ: путем снижения затрат на эту энергию, путем установления стимулирующей цены на ВИЭ или путем установления определенного обязывающего индикатора доли ВИЭ в общем потреблении электроэнергии у конкретных потребителей.


И в результате действия всех мер поддержки в рамках национальных систем всегда формируется определенный ценовой сигнал. Это утверждение справедливо даже в ситуации установления объемных целевых индикаторов, наказание за не достижение которых тут же начинает стимулировать спрос на энергию ВИЭ, которая становится «ценной» для тех категорий и агентов рынка, на кого возлагается эта обязанность.


Другими словами, если обобщить, то:

  • системы, основанные на цене, устанавливают цену за единицу объема ВИЭ, оставляя за рынком право определять количество поставляемой обществу такой электроэнергии на основе ВИЭ;

  • системы, основанные на затратах, снижают те или иные составляющие затрат на подготовку проектов возобновляемой энергетики или эксплуатацию действующих установок, что увеличивает доходность этого вида бизнеса, делая его более привлекательным для инвесторов;

  • системы, основанные на объеме (количестве), устанавливают для потребителей или энергокомпаний обязательства о потреблении (производстве) определенного объема ВИЭ, оставляя за рынком право устанавливать цену на эту электроэнергию.


Еще одним аспектом анализа механизмов поддержки ВИЭ является соотношение и взаимодействие конкретных механизмов поддержки ВИЭ с рынком электроэнергетики в каждой из стран. Сложности такого анализа основываются на присущей мерам поддержки внутренней сложности и разнообразии, накладывающихся на различия структуры и степени сложности самих элетроэнергетических рынков в странах.


Страны, начавшие развитие ВИЭ и конструирование своих систем поддержки ВИЭ, как правило, строили их первоначально вне рынков электроэнергетики, даже если рынки уже там работали. [2] Кроме того, некоторые национальные «рынки» электроэнергетики весьма слабо соотносились с принципами и методами формирования цен на электрическую энергию и механизмами отраслевого инвестирования на основе соотношения рыночного спроса и предложения на электроэнергию.


Рассматривая проблему поддержки ВИЭ, многие критики сложившихся подходов часто указывают на их нерыночность, на несоответствие классическим принципам соотношения цены и спроса. Основным аргументом при этом используется требование дождаться ситуации, когда возобновляемая энергетика станет экономически конкурентоспособной на энергетическом рынке. [3]


Такие общие требования и условия экономического роста соответствуют принципам неоклассической теории в экономике, но не работают в рамках теории и методологии инновационной экономики, которая признает первостепенными условиями роста не ценовой небаланс на рынке, а предпринимательство, знания, технологии и инновации – даже тогда, когда их поддержка идет, казалось бы, в ущерб текущим экономическим интересам.


Развитие инновационной деятельности, в теории свободное за счет возможности быстрого перемещения носителей знаний между странами и континентами, на самом деле таковым уже не является. Среди ограничивающих факторов следует упомянуть систему международного патентования нового знания, гарантирующую монопольные прибыли его обладателям; экономический потенциал страны, выраженный в объеме средств, выделяемых на НИОКР всеми секторами экономики; качество управления человеческим капиталом, выражающееся в т.ч. в создании максимально комфортной среды жизни именно для тех категорий населения, которые являются генераторами и носителями нового знания.


С учетом этих факторов и мер, принимаемых государствами для развития рынка инноваций как фактора развития экономики, описанного в моделях Нобелевского лауреата 2018 г. П.Ромера, такой рынок не может существовать на основе идеальной, совершенной конкуренции и эффективно распределять ресурсы между секторами и регионами. [4] Поэтому, по мнению Ромера, «недостаточную эффективность рынка инноваций может исправить политика государства, включающая в себя субсидирование исследований и разработок и регулирование в области патентного права». [5]


Именно к концепции инновационной экономики ближе всего методология, принятая разработчиками национальной российской системы поддержки развития энергетики на основе ВИЭ.


В первые два десятилетия нынешнего века темп развития и суммарные объемы генерации на основе ВИЭ начали расти настолько быстро, что встал вопрос о необходимости и целесообразности интеграции объектов возобновляемой энергетики в систему энергетических рынков, которые больше уже не могли «не замечать» растущую рядом новую подотрасль электроэнергетики.


Актуальность этой задачи предопределялась несколькими обстоятельствами.

  1. Отмечаемое искажение ценовых сигналов на рынках электроэнергии за счет увеличения объемов энергии ВИЭ, продаваемой «не по рынку» и вне рынков в тех странах, где система поддержки ВИЭ не была интегрирована в рынок.

  2. Запуск в разных странах внерыночных и нерыночных механизмов поддержки пиковой рыночной генерации, в первую очередь газовой, вытесняемой с рынка растущей генерацией на основе ВИЭ.

  3. Трансформация механизмов маржинального ценообразования на рынках электроэнергии под воздействием роста рыночных продаж энергии на основе ВИЭ.

  4. Сокращение базы формирования маржинальных цен на основе переменных затрат тепловых станций, доля которых на рынке медленно, но сокращается при замещении их ВИЭ, а также вынужденное снижения КИУМ тепловых станций по той же причине.

  5. Рост мощностей малой и распределенной генерации, в т.ч. генерации на основе ВИЭ, которая вовсе или в малой степени участвует в рынке.


Первоначальные меры поддержки ВИЭ внедрялись вне рынков электроэнергии даже в тех странах, где рынки электрической энергии уже действовали на тот момент.


Исходными принципами построения таких систем во всех странах были:

  • стимулирование неограниченного прироста производства электроэнергии на основе ВИЭ: «чем больше, тем – лучше»;

  • выбор такого фиксированного уровня компенсации затрат генераторов на основе ВИЭ, который обеспечивал бы приемлемую окупаемость проектов с точки зрения сроков и уровня доходности; «приемлемость» зависела главным образом от степени амбициозности национальных планов по развитию ВИЭ и сложившегося уровня доходности бизнес-проектов на рынках в стране;

  • слабая привязка принимаемых уровней компенсации затрат к текущим и меняющимся со временем общеэкономическим условиям развития экономик стран, поддерживающих ВИЭ;

  • бесспорный приоритет ВИЭ как с точки зрения диспетчеризации, так и с точки зрения контроля общественных затрат (практически отсутствовал на первых этапах становления систем).


Такая методология развития возобновляемой энергетики плохо вписывается в структуру и правила модели обычного электроэнергетического рынка в целом. А необходимость «вписывания» ВИЭ в рынок становилась тем насущнее, чем больше росли объемы генерации на основе ВИЭ и чем более сильные возмущения эти генерирующие объекты создавали в работе национальных рынков электроэнергии.


Дополнительным фактором, усиливавшим тренд на интеграцию ВИЭ в рынок, стала активная регионализация и объединение национальных энергетических рынков в Европе, уже располагавшей к тому времени одним из самых крупных в мире генерирующих комплексов на основе ВИЭ.


Изначально малые объемы отрасли ВИЭ не создавали каких-либо видимых проблем функционированию национальных рынков электроэнергии в конце прошлого века и в начале нулевых годов нашего века, и поэтому проблема ее интеграции в рынок была отложена «на потом».


В России же при разработке системы поддержки ВИЭ примерно в то же время требование интегрировать ее в уже формировавшийся тогда энергорынок было безальтернативным и было успешно реализовано на практике.


Европейские специалисты приступили к решению этой задачи чуть позже российских. В подтверждение такого вывода в 2007 г. в одной из бесед автора с консультантом из Германии он неофициально подтвердил, что по заказу немецкого правительства известный Институт Фраунгхофера ведет работы по разработке предложений по интеграции сложившейся системы поддержки ВИЭ в Германии на основе фиксированных тарифов в рынок энергетики страны. Основой модернизированной системы должна была стать продажа электроэнергии ВИЭ на рынках с выплатой генерирующим объектам фиксированных надбавок к рыночным ценам электроэнергии вместо использующихся фиксированных тарифов, так же как изначально предполагалось сделать и в российской системе поддержки ВИЭ. Переход был разработан и принят правительством Германии, торги на профильной бирже были запущены в Германии в 2013 г.


Наряду с ростом доли электроэнергии от ВИЭ, на мировые энергетические рынки воздействовали и некоторые другие факторы развития отрасли, пусть косвенно, но также имеющие отношение к ВИЭ. В частности, росло субсидирование технологий генерации, не связанных с возобновляемой энергетикой, разным темпом и иногда разнонаправлено изменялись капитальные затраты разных типов генерации, что приводило к необходимости для разных типов генерации на рынке применять разные методы формирования инвестиционных сигналов и оценки эффективности новых инвестиционных проектов, быстро рос объем генерации распределенной энергетики [6] вне оптового рынка.


В силу того, что генерирующие объекты на основе ВИЭ имеют пренебрежимо низкий уровень частных маржинальных переменных затрат, они в этом смысле всегда будут выигрывать конкуренцию с традиционной генерацией при сохранении принципа маржинального ценообразования на рынке на основе заявляемых частных переменных эксплуатационных затрат.


В то же время углеводородная энергетика с ее более высокими переменными эксплуатационными затратами отчасти обеспечивает балансирование всей энергосистемы. Поэтому уменьшение доли углеводородной энергетики на рынке, вытесняемой новой генерацией ВИЭ, а также увеличение нагрузки балансирования на нее за счет увеличения доли ВИЭ приводит к необходимости пересмотра базовых принципов функционирования оптовых рынков электроэнергетики, в основе которых лежит принцип маржинального ценообразования. [7]


Однако изменения касаются не только экономической стороны функционирования энергорынка, но и физических основ функционирования энергосистем. В данном случае мы имеем в виду снижение доли генерации на основе мощных турбин тепловых и гидроэлектростанций, обладающих свойством инерции, на множество источников меньшей мощности, управляемых и регулирующих выдачу своей энергии в систему с помощью силовой электроники.


Эта технологическая подмена одновременно с отмечавшимся увеличением доли ВИЭ в энергосистеме приводит к изменению поведения энергосистем в ситуациях короткого замыкания и регулирования напряжения в ней. По мнению специалистов это требует новых подходов к экономике оценки услуг поддержания системной надежности и сбалансированности энергосистем, [8] что, в свою очередь, может привести к переконфигурации рынка системных услуг.


Экономическая эффективность проектов генерации на основе ВИЭ, по сути, определяется эффективностью тепловой генерации на рынке: чем выше краткосрочные маржинальные затраты [9] таких станций, тем выше цена, по которой они продают электроэнергию на рынке, тем выше доходность проектов ВИЭ на нем за счет увеличения массы выручки от более высоких цен на рынке.


Но эта логика взаимосвязи цен тепловых станций и выручки станций на ВИЭ действует и в обратном направлении. Увеличение доли станций на основе ВИЭ (в первую очередь, ветростанций и СЭС) на рынке приводит к «выдавливанию» наименее эффективной и, следовательно, наиболее дорогой тепловой генерации с рынка и соответствующему снижению маржинальных цен на нем за счет снижения уровня маржинальных затрат остающихся на нем электростанций.


Если теперь продолжить эту логику до планирующегося многими странами 100% ВИЭ на рынке, [10] то возникает очевидный парадокс, состоящий в исчезновении того типа генерации, на основании индикаторов переменных затрат которой формируются цены на рынке на сутки вперед, обеспечивающие экономическую базу проектов генерации на основе ВИЭ в рамках действующего механизма маржинального ценообразования.


При этом трудности в выборе цен возникнут не только у станций на основе ВИЭ, но и у остающихся в рынке тепловых, которые к тому же должны будут работать с меньшим КИУМ. Можно предположить резкий рост стоимости мощности на тех рынках, где такой рынок мощности имеется или существенное увеличение волатильности цен на электроэнергию на тех рынках, где мощностью не торгуют.


Солнечные и ветряные электростанции по-разному ведут себя на рынке. Рост доли СЭС первоначально может обеспечивать таким станциям повышенный доход – за счет захвата дневных часов с более высокими рыночными ценами. В вечерние и ночные часы СЭС резко снижают поставки в силу слабости или полного отсутствия солнечного света. Однако с дальнейшим увеличением мощностей СЭС в том или ином регионе цены начинают постепенно снижаться и в пиковые часы, причем иногда довольно существенно.


И если для СЭС это означает только некоторое падение уровня маржинального дохода, то для газовых станций вполне может означать убыток при продажах в дневные часы из-за зависимости цен на их энергию от переменных эксплуатационных затрат – в первую очередь, на сжигаемое топливо. В такой ситуации общая доходность газовых станций снижается иногда до уровня убыточности, что приводит к их закрытию и уходу с рынка.


Такое развитие событий (уход с рынка газовых станций, даже самых современных, из-за низкой загрузки) наблюдается уже в течение довольно долгого времени в США (например, в Калифорнии) и Европе (Германия). Несколько лет назад это стало одной из причин реструктуризации бизнеса немецких энергокомпаний RWE и EОn.


Ветряные электростанции и их растущая выработка воздействуют на рыночное ценообразование примерно тем же образом, что и солнечные. В ясный и ветреный день их суммарная выработка легко приводит к возникновению явления, не раз уже отмечавшегося в последнее время: отрицательным ценам на оптовых рынках электроэнергии. Отрицательная цена в заявке генерирующего объекта означает, что он готов приплатить рынку за право генератора не отключаться в конкретный час и день. [11]


Соответственно, энергетическому рынку в целом требуется переформатирование для того, чтобы обеспечить сбалансированность и надежность больших энергосистем с высокой и далее растущей долей ВИЭ в них.


В Европе одним из ответов на этот вызов стала разработка и запуск в рамках крупнейших энергосистем собственных рынков мощности. Мы полагаем, что такой шаг был продиктован в первую очередь необходимостью обеспечить сохранение газовых электростанций как обеспечивающих балансирование энергосистем с большой долей генерации на основе ВИЭ и сохранение долговременной надежности энергосистем даже на пиках потребления за счет повышения платы за мощность для них.


Детальный анализ альтернатив трансформации оптового рынка как в связи с ростом доли ВИЭ на нем, так и в связи с другими обстоятельствами является в настоящее время активно обсуждаемым предметом. Энергорынок представляет собой достаточно сложно устроенный механизм и поэтому простых и быстрых решений указанных выше проблем не следует ожидать.


Ведущееся обсуждение идет относительно анализа факторов поведения инвесторов на рынке, [12] институциональной реформы рынка, ценовых трендов и системной безопасности. [13] Но это обсуждение, его гипотезы и выводы выходят за рамки настоящей статьи, однако при этом считаем необходимым сформулировать наиболее важные с нашей точки зрения стоящие проблемные вопросы.

  1. Должны ли изменения на оптовом рынке касаться только его экономического механизма и рыночных процедур: ценообразование, регулирование цен, порядок подачи заявок, механизм клиринга и проч. или также возможно изменение структуры самого рынка и его сегментов?

  2. Имеет ли процесс проникновения ВИЭ на рынок физические и экономические пределы по своей доле или стоит действительно ожидать появления энергосистем со 100% генерации на основе ВИЭ?

  3. Должны ли цены на рынке учитывать только краткосрочные маржинальные затраты генераторов? Как учитывать и распределять между агентами рынка дополнительные расходы рынка по балансированию энергосистемы с увеличивающейся долей ВИЭ в ней?

  4. Должны ли в ценах на рынке учитываться помимо частных маржинальных затрат маржинальные (предельные) общественные затраты, включающие т.н. экстерналии? [14] Достаточным ли будет введения углеродного налога как механизма их учета на рынке?

  5. Должен ли быть механизм привлечения инвестиций в генерацию единым для всех технологий генерации на рынке даже в условиях повышенной ценовой волатильности или для некоторых технологий механизм может трансформироваться для обеспечения повышенных гарантий возврата средств?



Копылов Анатолий – к.э.н., генеральный директор ООО «Акта консалт».


Сноски:

[1] Подробнее сравнение различных систем поддержки ВИЭ рассматривается в: Копылов А.Е. Экономика ВИЭ: Издание 2-е, переработанное и дополненное. – 2016, с. 269–470. [2] В первую очередь это относится к популярным фиксированным тарифам и системе квотирования объемов энергии ВИЭ для потребителей. [3] Стоит при этом отметить существующую систему субсидирования традиционной энергетики во многих странах мира, включая Россию, превышая уровень поддержки ВИЭ. Это делает такое требование к возобновляемой энергетике как min несправедливым (подробнее вопрос рассматривается в: Копылов А.Е. Экономика ВИЭ: Издание 2-е, переработанное и дополненное. – 2016, 576 стр. [4] Economic Growth, Technological Change, and Climate Change: Scientific Background on the Sveriges Riksbank Prize in Economic Sciences in Memory of Alfred Nobel 2018; The Committee for the Prize in Economic Sciences in Memory of Alfred Nobel, October 8, 2018. Интересно, что если приверженец неоклассической экономической теории Роберт Солоу получил Нобелевскую премию в 1987 г. за обоснование модели долгосрочного роста на основе традиционных факторов – капитала, труда и ресурсов, – то его ученик Пол Ромер получил свою Нобелевскую премию в 2018 г. уже за обоснование знаний как основы эндогенного (т.е. основанного на внутренних факторах) экономического роста. [5] Георгий Трофимов. Умный рост. – Журнал «Эксперт», 2018, № 42, стр. 40. [6] Точных статистических данных о ежегодных вводах распределенной малой генерации, основанной на различных источниках энергии, нет. Однако многие эксперты оценивают их на уровне примерно 2 ГВт ежегодно, при суммарном объеме установленной мощности примерно в 10–11 ГВт (приведенные в ссылке данные взяты из: Аналитический доклад «Собственная распределенная генерация на розничных рынках электроэнергии», Консультационная компания «Акта консалт». – М., 2017, стр. 7). Помимо снижения спроса на «стороннюю» электроэнергию, предприятия с собственными генерирующими мощностями и рост масштабов распределенной генерации порождают и другие проблемы развития отрасли и энергетических рынков. Малая собственная генерация означает отсутствие необходимости тянуть сети к своей точке энергопотребления или подключаться к имеющимся сетевым устройствам. Это, в свою очередь, означает, что часть затрат по перекрестному субсидированию в электроэнергетике, падающая на распределительные сети, будет перераспределяться среди меньшего числа покупателей энергии, в тариф которых включена эта субсидия. По данным Минэнерго России, общий объем перекрестного субсидирования в отрасли электроэнергетики составил в 2018 г. 318 млрд руб., из которых на сетевые тарифы приходится 218 млрд руб. С ростом собственной и распределенной генерации эта огромная сумма будет распределяться на все меньшее число участников и/или на меньший объем покупаемой на рынках электроэнергии. [7] Этот принцип отмечается практически во всех изданиях, посвященных формированию и развитию энергетических рынков различных лет издания, начиная с классических работ (Joskow and Schmalensee. Markets for Power: An Analysis of Electrical Utility Deregulation, MIT Press Books, 1988; Schweppe, F.C., Caramanis, M.C., Tabors, R.D., Bohn, R.E., 1988. Spot Pricing of Electricity. Springer Science & Business Media, 1988) и заканчивая более поздними изданиями. [8] Billimoria F., Mancarella P., Poudineh R. Market design for system security in low-carbon electricity grids: from the physics to the economics. – Oxford Institute for Energy Studies, 2020. – Доступно поадресу: https://doi.org/10.26889/9781784671600. [9]Маржинальные (предельные) затраты представляют собой величину затрат на производство единицы продукции, при бесконечно малом приросте производства продукции. Предельными эти затраты называются потому, что формально они связаны, как правило, с производством последней единицы продукции. Строго говоря, в состав предельных затрат должны включаться все совокупные затраты производства – и постоянные и переменные. Однако обычно считается, что постоянные издержки не влияют на величину предельных издержек. Предельные издержки – производная функция только от переменных издержек. Такое отношение к постоянным затратам справедливо, в основном, для так называемых краткосрочных маржинальных (предельных) затрат. Суть этого термина отражают условия примера, когда рассматривается возможное изменение предельных затрат на коротком промежутке времени, точнее, условие, не предполагающее длительного срока под-готовки производства все большего объема продукции. Такие предельные затраты будут называться краткосрочными предельными затратами. Однако очевидно, что, начиная с некоторого порогового значения прирост количества производимых единиц продукции не может быть осуществлен быстро и без больших дополнительных затрат. Тогда говорят о долгосрочных предельных затратах (подробнее см.: Копылов А.Е. Экономика ВИЭ. Изд. 2-е, перераб. и дополн. – Москва, 2016, разд. 5.1.1. [10] См. например: Forbes, Jeff McMahon. 100% Renewables Increasingly Looks Possible. Доступно по адресу: https://www.forbes.com/sites/jeffmcmahon/2016/10/30/100-renewablesincreasingly-possible/#6c01b56c1f98; 2016. [11] Такое поведение генераторов часто вызывается чисто технологическими причинами: например, чтобы заново запустить угольный котел может потребоваться почти неделя времени и поэтому их предпочитают не выключать без серьезных причин. [12] Nelson Tim, Reid Cameron, McNeill Judith. Energy-only markets and renewable energy targets: complementary policy or policy collision? Econ Anal Policy 2015; 46: 25–42; Jenny Winkler, Alberto Gaio, Benjamin Pfluger, Mario Ragwitz. Impact of renewables on electricity markets – Do support schemes matter? – Energy Policy, Volume 93, June 2016, стр. 157–167. [13] Gan Lin, Gunnar S Eskeland, Hans H Kolshus. Green electricity market development: lessons from Europe and the US. Energy Policy 2007; 35(1): 144–55; Lund Peter D, Lindgren Juuso, Mikkola Jani, Salpakari Jyri. Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity. Renew Sustain Energy Rev 2015; 45: 785–807; Mulder Machiel, Scholtens Bert. The impact of renewable energy on electricity prices in the Netherlands. Renew Energy 2013; 57: 94–100; Nelson Tim, Reid Cameron, McNeill Judith. Energy-only markets and renew-able energy targets: complementary policy or policy collision? Econ Anal Policy 2015; 46: 25–42; Jorge Blazqueza, Rolando Fuentes-Bracamontesa, Carlo Andrea Bollinob, Nora Nezamuddin. The renewable energy policy Paradox. – Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 82, Part 1, February 2018, стр. 1–5. [14] Маржинальные (предельные) общественные затраты – это полные затраты, которые общество в целом, а не только энергокомпании, несет при производстве и потреблении электрической энергии. Помимо частных маржинальных затрат общественные маржинальные затраты включают такие затраты общества как: затраты, понесенные государством на защиту окружающей среды, покрытие государством стоимости строительства и эксплуатации объектов хранения отработанного топлива АЭС и стоимости его транспортировки, затраты государства на восстановление здоровья граждан, пострадавших в результате экологического ущерба деятельности электростанций и др.

Просмотров: 293Комментариев: 0

Недавние посты

Смотреть все