Управляемое обнуление цен

Механизм управления спросом (demand response (DR); сейчас осуществляется через ЦЗСП) начал обкатываться на российском оптовом энергорынке в 2017 году, два года спустя стартовал пилотный проект DR с участием агрегаторов спроса. Агрегаторы (чаще всего сбытовые компании) по команде «Системного оператора ЕЭС» должны снижать потребление своих клиентов в часы пиковых нагрузок, когда цена энергии максимальна. В 2020 года агрегаторы заработали около 660 млн рублей, но эффект для рынка был неочевиден. Плата за управление спросом поступает из тарифа на системные услуги, которые оплачивают все потребители ОРЭМ. В прошлом году она превысила расчётное снижение цен РСВ от агрегации, так что в первый год реализации «пилота» значимых для рынка результатов достичь не удалось.

Ситуация изменилась после того как регуляторы с 1 апреля изменили правила срабатывания механизма, а объём управления суммарно по двум ценовых зонам рынка превысил 1 ГВт. В апреле – августе ЦЗСП впервые принесло потребителям финансовую выгоду, сообщал «Коммерсант» в конце сентября. Заработав 456 млн рублей, агрегаторы снизили стоимость покупки электроэнергии на 574 млн рублей. Правда в масштабах ОРЭМ первая экономия 118 млн рублей выглядела не слишком впечатляющей. По расчётам Владимира Скляра из «ВТБ Капитал», экономия покупателей энергии за полгода (с учётом мартовских результатов) составила лишь 0,1% от платежа на РСВ или 0,03% от конечной цены. Однако, учитывая пилотный характер программы, и такое снижение выглядело значимым достижением.

Неожиданные результаты принесло очередное «событие управления спросом», состоявшееся 29 октября. Максимальный плановый объём разгрузки потребителей в 1 ценовой зоне (1 ЦЗ, Центр и Урал) должен был составить 969 МВт и снизить цены на 43,85 рубля за 1 МВт*ч (в 18-м часе суток), во 2 ЦЗ (Сибирь) – 229 МВт со снижением цен 1 МВт*ч на 207,58 рубля. Эффект на РСВ предварительно оценивался регуляторами почти в 131 млн рублей и должен был превысить предыдущий рекорд (99,34 млн рублей), установленный 27 октября.

В 1 ЦЗ очередной тестовый этап прошёл штатно, чего нельзя сказать о событиях во 2 ЦЗ. Падение цен в Сибири оказалось больше запланированного и составило 292,1 рубля за 1 МВт*ч, что на 31,5% ниже ставок предыдущего дня. Ключевым фактором стало ЦЗСП, заявили аналитики «СКМ Маркет Предиктор» (СКМ): потребление снижалось на 49–229 МВт в течение восьми часов в 37 группах точек поставки (ГТП), что привело к уменьшению индекса РСВ на 182,6 рубля за 1 МВт*ч в среднем за сутки и снижению обязательств покупателей на 88,6 млн рублей. Но при этом в ОЭС Сибири образовалось запертое сечение (№10015 «Тайшет – Ангара, Запад»), что привело к формированию нулевых цен восточнее этого узла – в Иркутской области, Бурятии, Забайкалье, а также в ряде узлов Красноярского края. Имитационный расчёт СКМ на фундаментальной узловой модели РСВ на 29 октября без ЦЗСП показал отсутствие формирования нулевых цен в этих регионах и рост цены на 627 рублей за 1 МВт*ч относительно базового сценария. Снижение цен западнее сечения «Тайшет – Ангара, Запад» во 2 ЦЗ менее существенно (48 рублей за 1 МВт*ч), вклад ЦЗСП в уменьшение индекса здесь составил 42 рубля за 1 МВт*ч, а рост выработки иркутских ГЭС – 17 рублей, указали аналитики.

Нулевая цена в какой-либо конкретный час означает, что объём ценопринимающего предложения превышает спрос. Для ОЭС Сибири характерен большой объём ценопринимающего предложения, прежде всего ГЭС, что в условиях ограничений пропускной способности сети регулярно приводит к формированию нулевых цен. Цель управления спросом – не непосредственное снижение цен РСВ или БР, а сокращение неэффективной выработки, показателем которой являются высокие цены, подчеркнули в СО ЕЭС.

«Наличие нулевых цен в отдельные часы не исключает востребованности ресурса управления спросом в данные операционные сутки, поскольку в часы прохождения максимума нагрузок может быть востребована самая неэффективная генерация с высокой себестоимостью производства электроэнергии. В тоже время существенное снижение среднесуточных цен, в т. ч. за счёт большого количества часов с нулевой ценой, будет означать избыточное задействование ресурса управления спросом, приводящего к разгрузке не только низкоэффективных, но и высокоэффективных станций», – отметили в регуляторе.

«В расчёте на 29 октября в результате учёта ЦЗСП на территории отдельных регионов (Иркутская область, Забайкалье, Бурятия) количество случаев формирования низких (близких к нулевым) цен увеличилось, что объясняется избытком ценопринимающего предложения на фоне снижения спроса в результате учёта ЦЗСП, а также наличием системных ограничений на территории Сибири», – сообщили «Перетоку» в «Совете рынка».

В целом, действующий порядок содержит ряд ограничений, направленных на исключение ситуации с системным формированием низких равновесных цен вследствие учёта ЦЗСП, отметили в «Совете рынка». В то же время при работе этого механизма в отдельные часы суток и в отдельных узлах возможны случаи формирования низких равновесных цен, признали в регуляторе. В СО ЕЭС отмечают, что сейчас для предотвращения избыточного управления спросом установлено только одно ограничение: среднесуточная цена РСВ не должна снижаться ниже 60% от средневзвешенной цены за предыдущие 30 календарных дней.

Пока ЦЗСП на ОРЭМ проводится в тестовом режиме. Основная цель пилотного проекта – отработка механизмов и параметров для запуска эффективной целевой модели управления спросом, в т. ч. критериев его задействования. Учитываемые на РСВ объёмы управления спросом уже достигли системно значимых показателей: около 760 МВт в 1 ЦЗ и около 140 МВт во 2 ЦЗ в октябре. Практический опыт задействования ресурса в таких объёмах является крайне ценным и, безусловно, будет использован при определении параметров целевой модели, в т. ч. при донастройке критериев оптимального задействования, заявили в СО ЕЭС.

«При настройке критериев задействования ресурса управления спросом необходимо избегать не нулевых цен как таковых – они могут складываться в отдельных узлах в отдельные часы, а ситуации, когда управление спросом приводит к разгрузке высокоэффективной генерации, показателем чего будет формирование устойчивых среднесуточных значений цен ниже себестоимости производства на электростанциях, выработка которых востребована при нормальном режиме работы энергосистемы», – отмечают в СО ЕЭС.

Опыт пилотного проекта будет учитываться при разработке долгосрочной концепции учёта ЦЗСП, в том числе в части механизмов, направленных на его срабатывание в ситуациях, когда это действительно целесообразно, и исключающих (минимизирующих) ситуации с системным формированием низких равновесных цен, солидарны с коллегами в «Совете рынка».