Предложения по изменению тарифов для управления оптовым рынком

Гвоздев Д. Б., Шурупов В. В.

В настоящее время в энергетике России идет переход к формированию рыночных отношений, основные направления которого одобрены постановлением Правительства РФ №526 от 11 июля 2001 г.
Предполагается выделить две структуры оперативного управления оптовым рынком электроэнергии - технологическую (Системный оператор) и коммерческую (Администратор торговой системы), которые, взаимодействуя между собой и субъектами оптового рынка, будут обеспечивать его функционирование. Упрощенная структура оперативного управления оптового рынка показана на рис. 1.
При этом СО, осуществляющий на оптовом рынке функции технологического управления, представляет собой иерархическую структуру, а АТС функционирует в виде одноуровневой структуры, не имеющей территориальных подразделений. Подробный анализ и сравнение их структурного строения проведены в [1].
В настоящее время функции СО выполняет Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы России (ЦДУ ЕЭС) и Объединенные диспетчерские управления ОЭС (ОДУ ОЭС), а функции АТС выполняет ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”.

Рис. 1. Схематичное изображение структуры управления создаваемого оптового рынка электроэнергии:
СО - Системный оператор; АТС - Администратор торговой системы; 1 - N - субъекты оптового рынка

До начала перехода к рыночным отношениям основным показателем оценки работы ЦДУ ЕЭС и ОДУ ОЭС была минимизация эксплуатационных издержек. Однако от режима работы ЕЭС зависят главным образом издержки на топливо, расходуемое ТЭС за какой-то период времени Т, а значит, целевую функцию при ведении режима работы ОЭС можно записать в следующем виде:
О)
где- расход условного топлива i-й ТЭС за период Т;цi- его цена [2].
Данный показатель выбирался при условии того, что вся ЕЭС была единым субъектом хозяйствования.
В сегодняшних условиях, когда ЕЭС России, по существу, представляет собой оптовый рынок электроэнергии, где каждый субъект оптового рынка стремится работать в оптимальном именно для него режиме, невозможно оптимизировать работу всей ЕЭС России без нанесения ущерба отдельным его субъектам, используя показатель (1). Вследствие этого возникает необходимость выбора нового критерия оптимизации режима работы ЕЭС, а следовательно, и показателя для оценки деятельности органов оперативного управления.
При этом согласно постановлению Правительства РФ № 526 от 11 июля 2001 г. оптовый рынок электроэнергии планируется создавать по трем энергозонам (Центра, Урала, Сибири), а в дальнейшем вероятно его разделение на семь энергозон в соответствии с числом ОЭС.
Основная задача оперативно-диспетчерского управления в [3] определяется как поддержание надежной и экономичной работы ЕЭС и ОЭС. Действующее “Положение по планированию и управлению режимами работы субъектов ФОРЭМ”, утвержденное 13 декабря 2001 г., критерий планирования и ведения режима ОЭС обозначает как “минимум затрат на производство и передачу электроэнергии с ФОРЭМ с обеспечением требуемой надежности для ожидаемых в планируемые сутки режимных условий”. Это определение весьма общее и не дает точного критерия, по которому должна осуществляться оптимизация режима работы ЕЭС России и ОЭС.
Таким образом, несмотря на то, что переход к рыночным отношениям в электроэнергетике России начался уже относительно давно, четкого критерия или показателя, позволяющего оценить работу как СО, так и АТС до сих пор не выбрано,
хотя задачи, которые они должны выполнять, в разрабатываемых документах определены.
Все существующие субъекты оптового рынка можно разделить на две группы - покупатели и продавцы (поставщики).
Под покупателем в данной работе понимается субъект оптового рынка, осуществляющий покупку с него сальдо-перетока электроэнергии и мощности.
Под продавцом (поставщиком) в данной работе понимается субъект оптового рынка, осуществляющий поставку электроэнергии и мощности на рынок.
Работу СО можно оценивать по двум основным показателям: надежности ведения режима и его экономической эффективности. Для оценки надежности используются такие показатели, как отсутствие отказов, аварий, производственного травматизма и повреждений оборудования по вине персонала и др. В руководящих документах они разработаны достаточно давно, и рассматривать их повторно нет необходимости.
Второй показатель, а именно, экономичность ведения режима, более интересен для рассмотрения.
В качестве параметров, характеризующих работу ФОРЭМ, а следовательно, и органов управления оптовым рынком можно использовать:
средневзвешенный тариф покупателей;
средневзвешенный тариф поставщиков;
баланс начислений.
Для определения средневзвешенного тарифа покупателей можно воспользоваться следующей формулой:

где- стоимость электроэнергии, купленной г-м покупателем;- объем электроэнергии, купленный г-м покупателем.
ОДУ имеет всего две возможности повлиять на показатель (2). Первая - это разгрузка электростанций дефицитных AO-энерго по команде диспетчера ОДУ, в этом случае расчет стоимости поставки сверхпланового объема сальдо-перетока осуществляется по топливной составляющей разгружаемых электростанций. Вторая - перебор сальдо-перетока покупателями по собственной инициативе, в этом случае расчет за перебор разрешенного объема сальдо-перетока осуществляется по максимальному тарифу на электроэнергию поставщиков данной ОЭС. Поставки сверхплановой электроэнергии по оперативным договорам, заключаемым по результатам торгов, не могут в полной мере решить проблему оптимизации режима
работы ОЭС, так как механизм проведения торгов и договоры, заключаемые по результатам торгов, недостаточно совершенны.
Таким образом, можно сделать вывод, что средневзвешенный тариф покупателей ОЭС не позволяет отразить эффективность работы органов оперативного управления оптовым рынком ОЭС, а значит, и ЕЭС, так как влияние на данный показатель при ведении и краткосрочном планировании режима ОЭС и ЕЭС весьма ограничено.
Средневзвешенный тариф продавцов можно определить из следующей формулы:

где- стоимость электроэнергии, выданной /-м продавцом;- объем электроэнергии, выданной j-м продавцом.
Возможность влиять на данный показатель как у ОДУ при ведении режима работы ОЭС, так и у ЦДУ при ведении режима работы ЕЭС, несомненно, есть. Перераспределяя нагрузку поставщиков, имеющих разную стоимость поставляемой на ФОРЭМ электроэнергии, можно влиять на показатель (3).
Показатель (3) позволяет оценить оптимальность загрузки поставщиков в ЕЭС и соответственно в ОЭС. В качестве критерия оценки оптимальности режима в данном случае можно использовать

Показатель (4) можно использовать для оптимизации режима только в том случае, когда объем электроэнергии, покупаемой с оптового рынка покупателями, равен объему электроэнергии, поставляемой на оптовый рынок поставщиками (без учета потерь в сетях). Это возможно только в двух случаях. Первый - изолированная работа ОЭС, например, ОЭС Востока; второй - оптимизация режима работы ЕЭС России без учета ограничений по пропускной способности электрической сети и без учета внешних перетоков ЕЭС России. Однако в ЕЭС России ограничения пропускной способности электрической сети довольно существенны и имеются внешние перетоки, а значит, их учет необходим, то же относится и к оценке режима работы ОЭС.

t, мес
Рис. 2. Изменение платежного баланса по ОЭС Сибири в 2001 г.:
1 - плановый платежный баланс; 2 - фактический платежный баланс

Рис. 3. Плановый (1) и фактический (2 ) объемы внешнего перетока ОЭС Сибири в 2001 г.

Баланс начислений - это разница между суммарными начислениями покупателям и суммарными начислениями поставщикам, которая по ЕЭС России рассчитывается следующим образом:
(5)
где- стоимость электроэнергии и мощности, принятой i-м покупателем ЕЭС России;
стоимость электроэнергии и мощности, поставленной j-м поставщиком ЕЭС России.
Согласно [4] показатель (5), рассчитанный для ЕЭС России на основании планового баланса электроэнергии, должен быть равен нулю, потому что именно на его основе ФЭК РФ утверждаются тарифы для покупателей. При этом, если он больше нуля, ФЭК РФ должна снизить тарифы для покупателей, а если меньше нуля - то тарифы для покупателей необходимо увеличить. Однако этот показатель всегда отличен от нуля.
В случае, если баланс начислений больше нуля, то возникает вопрос о том, куда направить избыток средств. Если баланс начислений, рассчитанный на основании планового баланса электроэнергии, меньше нуля, то можно сказать, что при планировании закладывается недостаточное финансирование поставщиков, которые в результате недополучают финансовые средства, необходимые им для выплаты заработной платы, налогов, производства ремонтных работ, закупки топлива и др.
При рассмотрении данного показателя на уровне ОЭС формулу (5) можно представить в следующем виде: где- стоимость электроэнергии и мощности, принятой i-м покупателем ОЭС; стоимость электроэнергии и мощности, поставленной j-м поставщиком ОЭС Сибири.
В качестве примера данный показатель был рассчитан для ОЭС Сибири на основании планового и фактического баланса электроэнергии по месяцам 2001 г. Результаты расчета показаны на рис. 2.
Этот показатель должен отражать платежный баланс по ОЭС, однако кроме покупателей и продавцов ОЭС существует еще и внешний переток с другими ОЭС, который не учитывается как показателем (3), так и показателем (6).
Причем, суммарный фактический объем внешних перетоков в течение 2001 г., например, по ОЭС Сибири, составил более 2 млрд. кВт-ч. Распределение плановых и фактических объемов внешних перетоков по месяцам 2001 г. показано на рис. 3, где отрицательные значения соответствуют приему перетока ОЭС Сибири, положительные - выдаче.
Электроэнергия, принятая по внешним связям, была потреблена в ОЭС Сибири и за нее были произведены начисления покупателям в ОЭС Сибири, а затраты поставщиков на выработку этой электроэнергии остались в тех ОЭС, откуда эта электроэнергия была поставлена в ОЭС Сибири.
Сопоставляя рис. 2 и 3, видно, что в январе сверхплановый внешний переток в ОЭС Сибири составил порядка 350 млн. кВт-ч. Соответственно на эту величину уменьшилась выработка поставщиков ОЭС Сибири, что привело к уменьшению им начислений на 29,67 млн. руб. В результате поставка в ОЭС Сибири 1 кВт-ч электроэнергии по внешним связям снизила начисления поставщикам ОЭС Сибири в январе на 8,1 коп/(кВт-ч). Дополнительная электроэнергия поступила в ОЭС Сибири из ОЭС Урала, имеющей в основном тепловые электростанции, т.е. достаточно высокую стоимость производства электроэнергии.

Рис. 4. Предлагаемый алгоритм формирования тарифов (стоимостных характеристик)

Это значит, что небольшое улучшение баланса начислений в ОЭС Сибири, полученное за счет внешнего перетока, привело к его значительному ухудшению в ОЭС Урала и в целом к ухудшению баланса начислений на оптовом рынке ЕЭС России.

Из этого примера видно, что без учета стоимости перетоков по внешним связям для ОЭС:
а)  невозможно оптимизировать работу ЕЭС в целом;
б)  нельзя составить истинную картину начислений в ОЭС, поставляющей или принимающей электроэнергию по внешним связям.

Для того, чтобы учесть внешние перетоки, расчет баланса начислений по ОЭС должен выполняться по следующей формуле:

где- стоимость к-го внешнего перетока электроэнергии и мощности, поступающего в ОЭС, берется со знаком минус, или поставленного в соседние ОЭС, со знаком плюс. При этом Ск при учете того допущения, что стоимость электроэнергии, поставленной по внешним связям, рассчитывается по одноставочным тарифам, определяется следующим образом:
где- объем к-\ о внешнего перетока, поступившего (-) или ушедшего (+) с территории ОЭС;- тариф на электроэнергию внешнего перетока, равняется средневзвешенному тарифу поставщиков ОЭС, поставляющей электроэнергию.
В настоящее время тарифы на внешние перетоки не устанавливаются, а существуют только тарифы для субъектов на прием и поставку электроэнергии и мощности на ФОРЭМ.
Таким образом, не имея возможности оценить значения показателя (8), невозможно оценить стоимостный баланс ОЭС, а значит, невозможно оценить и эффективность работы органов оперативного управления. Это можно сказать о любой ОЭС, имеющей внешние связи, а в ЕЭС России их не имеет только ОЭС Востока. Конечно, можно оценить по (5) баланс начислений по ЕЭС России, но этот показатель не позволит объективно оценить баланс начислений по каждой ОЭС в отдельности. В свою очередь, без оценки работы каждого звена управления, влияющего на формирование цены на электроэнергию, невозможно выстроить систему контроля и стимулирования, направленную на наиболее эффективную работу всего энергетического комплекса.
Для ликвидации сложившейся ситуации, в которой не только не ясны критерии оптимизации режима, но и невозможно объективно оценить деятельность органов оперативного управления режимом работы ЕЭС России, предлагается алгоритм формирования тарифов для покупателей и тарифов на внешние перетоки ОЭС при неизменном механизме формирования тарифов для продавцов.

Алгоритм показан на рис. 4 и включает в себя три основных этапа.

1. Формирование тарифов (стоимостных характеристик) на этапе долгосрочного планирования.
2. Формирование тарифов (стоимостных характеристик) на этапе краткосрочного планирования.
3. Формирование фактических тарифов (стоимостных характеристик) при оперативном управлении режимом работы.

Расчет тарифов для покупателей на каждом из этапов производится из условия нулевого баланса начислений по каждой ОЭС и ЕЭС в целом при учете стоимости внешних перетоков.
Использование данного алгоритма при формировании плановых тарифов для покупателей позволит ликвидировать плановый небаланс начислений и перекрестное субсидирование регионов, определить истинную величину плановых тарифов для покупателей, сформировать оптимальный плановый баланс при наличии сетевых ограничений и даст исходную точку для оценки оптимальности ведения режима в процессе оперативного управления.
При планировании режима “на сутки вперед” и оперативном управлении данный алгоритм позволит находить и реализовывать оптимальные режимы по ОЭС и ЕЭС в целом.
Кроме того, при разделении процесса определения тарифов на плановые (квартальные), на предстоящие сутки и фактические можно разделить и объективно оценить вклад каждого подразделения: ФЭК РФ, служб режимов и диспетчерских служб всех уровней управления в формирование фактической цены на электроэнергию для покупателей.
В формируемой модели оптового рынка намечено перейти на получасовой учет и соответственно расчет тарифов (ценовых характеристик) каждые полчаса в темпе процесса. Перейти сразу от месячного периода учета и расчета начислений к получасовому будет достаточно тяжело, поэтому переход на получасовой учет целесообразно осуществлять в два этапа. На первом этапе перейти от месячного периода учета к суточному, а на втором этапе к получасовому. При этом, даже при переходе к суточному учету необходимо будет решить много сложных организационных и технических вопросов.

Выводы

1. Существующая система формирования тарифов не позволяет объективно оценить эффективность работы органов оперативного управления.
2. Для объективной оценки работы органов оперативного управления оптовым рынком электроэнергии, как минимум, необходим учет стоимости внешних перетоков для ОЭС, а наиболее правильным решением была бы перестройка всего процесса формирования тарифов.
3. Предложенный алгоритм формирования тарифов позволяет ликвидировать небаланс начислений и перекрестное субсидирование регионов, сформировать оптимальный баланс при наличии сетевых ограничений и дает возможность вести оптимальный режим в процессе оперативного управления и соответственно оценить эффективность деятельности органов управления оптовым рынком электроэнергии.

Список литературы

1. Гвоздев Д. Б., Шурупов В. В. Анализ структуры управления оптовым рынком электроэнергии. - Электрические станции, 2001, № 4.
2. Методы оптимизации режимов энергосистем / Под ред. Горнштейна В. Μ. М.: Энергия, 1981.
3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: ОРГРЭС, 1996.
4. Временные методические указания по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Утверждены постановлением правления ФЭК России № 76 от 6 мая 1997 г.