Маленький, но динамичный

Запуск балансирующего рынка электроэнергии в Казахстане позволит генерирующим компаниям и потребителям оптимизировать свои расходы. Правда, сначала им придется научиться работать в новых условиях

Маленький, но динамичный

Со следующего года в Казахстане заработает балансирующий рынок (БР) электроэнергии. Его запуск позволит существенно продвинуться в структурном реформировании отрасли, начатом еще в 1996–1997 годах, но не доведенном до конца. Первоначально планировалось, что рынок БР заработает еще в 2007 году, однако из-за неготовности автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) у субъектов рынка запуск был перенесен на 2008 год.

О том, как будут действовать механизмы БР, какие на нем будут правила игры, а также о той ситуации, которая сложилась сейчас на рынке электроэнергии, «Эксперту Казахстан» рассказал управляющий директор по экономике и системным услугам АО KEGOC Валерий Ли.

Вроде бы рынок

– Принято считать, что в Казахстане в целом сформирован рынок электроэнергии, не хватает только лишь самой малости – запустить в действие балансирующий рынок…

– Первоначально, когда мы создавали рынок электрической энергии в Казахстане, решили идти по пути, который принят в мире. Генерацию продали. Национальную электрическую сеть не продаем, и после этого решили, что у нас рынок. Все, ребята, живите и работайте. Но этого недостаточно для нормального функционирования энергосистемы.

Главное в энергосистеме – это баланс. Специфика электроэнергетики в том, что произведенную продукцию нельзя сохранить, положить, допустим, на склад. Это жесткая замкнутая система. Каждый раз сколько производится электроэнергии, столько и должно потребляться

Главное в энергосистеме – это баланс. Специфика электроэнергетики в том, что произведенную продукцию нельзя сохранить, положить, допустим, на склад. Это жесткая замкнутая система. Каждый раз сколько производится электроэнергии, столько и должно потребляться. Поэтому я удивляюсь, когда говорят, что мы запустили рынок, и приводят как пример рынок двухсторонних контрактов. Ведь этот рынок не дает баланса системы. Невозможно соблюдать баланс с помощью двухсторонних контрактов. Допустим, я сказал другому юридическому лицу, что ты мне будешь поставлять 100 МВт электроэнергии, я буду их брать. Это не означает, что каждую минуту и каждый час я буду брать эти 100 МВт. Холодно – я начинаю больше брать, тепло – меньше. Все время беру как хочу. И генератор производит как хочет. Может быть, за какой-то период, за сутки, три дня производство и потребление будет близко к указанному в контракте. Но в каждый отдельный момент времени это будет постоянный дисбаланс. Исходя же из специфики электроэнергетики, из требований надежности и устойчивости системы, баланс необходим.

– Но ведь система функционирует. Значит, выход какой-то нашелся?

– Еще в середине 1990-х годов мы сидели и думали, что же теперь делать. С одной стороны, мы не были системным оператором. Но у нас была сеть, а владелец магистральных сетей обязан заниматься диспетчеризацией, управлением, балансом энергосистемы в целом. Я занимал тогда должность приблизительно как и сейчас, что-то между экономикой и техникой (сейчас управляющий директор по экономике и системным услугам). Искал инструмент, который позволял бы сбалансировать, извините за тавтологию, потребление потребителей и генерацию производителей. В таком положении мы барахтались с 1996 года, не менее восьми месяцев. Потом вспомнили, что у нас есть инструмент, который мы применяли вместе с энергосистемами Центральной Азии, – регулирование мощности. Услуги по регулированию мощности не предполагают поставок электроэнергии, но тем не менее позволяют в отдельные часы увеличивать, в другие – уменьшать нагрузку. При этом в целом по суткам произведено и потреблено будет столько, сколько указано в контракте. Это очень важный механизм баланса отношений производителей и потребителей. Например, потребитель заказал ломаным графиком 100 МВт. Но известно, что вечером он будет брать 200 МВт, а ночью – 50. В результате же в целом он возьмет электроэнергии столько, сколько заказал. Но в отдельные часы у него будет большая разница, причем как в плюс, так и в минус, и самое важное, что это знает генератор. Мы подумали, почему бы нам не сделать такую услугу, которую потребитель оплачивал бы отдельно от базового контракта. И сначала обговаривали это с железной дорогой, потому что она крупный энергопотребитель. Уговаривал их попробовать где-то 3–4 месяца. И так постепенно, с 1997 года, и пошло. Затем уже одного за другим крупных производителей и потребителей стали обрабатывать. Суть была в следующем: генераторная электроэнергия, которую ты отпускаешь, попадет тому, кому ты отпустишь. Если ты – потребитель, то тебе не будут стучать часто, фактически каждый час, по голове, а будут отпускать по регулированию, но ты должен за сутки потребить столько энергии, сколько заказал. Мы решили: пусть за 2 часа предупреждают электростанции, договариваются. Если электростанция соглашается поднять в это время для потребителя нагрузку, мы это разрешим. Практически эти два механизма, потом мы их оформили как услуги, урегулировали баланс.

Балансирующий рынок, по сути, то же самое, он также позволяет балансировать потребление и генерацию, только на более высоком уровне.

– Но ведь создан и работает оптовый рынок электроэнергии КОРЭМ, который должен торговать в спотовом режиме, то есть за сутки вперед, разве это не позволяет регулировать баланс?

– КОРЭМ, это мое личное мнение, сегодня выполняет не совсем то, что должен был делать, когда его создавали. Его создавали как биржу. Он должен был торговать за сутки вперед, буквально в почасовом режиме. Тогда образуется спот-цена, которая может служить показателем, индикатором и т.д. А получилось, что он теперь торгует в основном длинными контрактами.

Вот и получается, что КОРЭМ выполняет не ту функцию. Ведь спот-биржа позволяет добирать, продавать, уменьшать действие балансирующего рынка в целом. И спот-рынок, безусловно, дешевле, чем балансирующий. Так во всем мире. А КОРЭМ, по-моему, пошел в сторону коммерциализации своего бизнеса. Легче заключить контракт на миллиард на год. Ведь они получают процент от объема сделки. Как любая биржа. Но двухсторонние контракты очень длинные, их нельзя изменять каждые сутки. Поэтому с точки зрения регулирования баланса и действительно образования рыночных цен на оптовом рынке в спот-режиме это ничего не дает. Я считаю, что они должны конкурировать с существующим рынком двухсторонних контрактов. В идеале должно быть как: есть цена электроэнергии по длинным двухсторонним контрактам, есть спотовая цена, которая формируется на оптовом рынке, и есть цена на балансирующем рынке. У нас же пока все не так.

Свобода, равенство, балансирующий рынок

– Балансирующий рынок работает в режиме online?

– Это сильно сказано. Интегральная величина берется за час. Но БР дает свободу потребителю. Потребитель может один раз заявить какой-то график, сказать, что он будет брать 100 МВт, и спокойно спать. Это балансирующий рынок, берешь 100 МВт – молодец, возьмешь меньше – тебе додадут, берешь больше – заберут. Это происходит автоматически. Но технические риски, как мы говорим, переходят в финансовые. Если раньше тебя среди ночи будили: «Дорогой, у тебя не хватает 100 МВт, иди-ка и закажи где хочешь, не знаем где». Сейчас никто будить не будет. Диспетчер автоматически найдет необходимые объемы, но стоить это будет существенно дороже. По цене балансирующего рынка на этот час и в этот момент.

– В России предприятия могут в некоторых случаях, зная, что не будут брать такую мощность, продавать излишки на балансирующий рынок. А как будет в Казахстане?

– Точно так же. Можете брать меньше, а можете и больше. Когда берете меньше, то этот объем, который недобираете, продаете системному оператору, и он обязан будет его у вас купить, но по той цене, которая сложилась на балансирующем рынке на данный час. Причем не исключено, что она будет как больше, так и меньше цены вашего двухстороннего контракта.

– Каков будет все же сам механизм формирования цен?

– Мы приняли следующую модель. Например, генератор говорит, что мы поднимем нагрузку в этот час. На рынке это стоит, условно говоря, три тенге, а мы продадим излишки мощности за пять. Системный оператор принимает заявки. Выстраивает их по цене и смотрит, как отклоняется потребитель. Тех, кто в это время брал электроэнергию, он будет закрывать за счет этой покупки у генератора. То есть он покупает у производителей и по этой же цене будет продавать потребителям. Сама схема определения цены взята из мировой практики. Берется максимальная цена из всех, что загрузил диспетчер. И генераторов, и потребителей закрывает одинаково, по максимальной, крайней. То есть появляется понятный стимул для генераторов участвовать в этом рынке. Но и потребители могут работать как генераторы. Например, есть такие производства, которые могут снижать нагрузку. К примеру, ты заказал 100 МВт, но говоришь, что в этот час тебе надо 80 МВт, 20 из этого объема продается. Оператор, финансовый центр, должен купить и продать ее по цене, по которой заявил продавец. То есть потребитель также сможет торговать электроэнергией.

Или, наоборот, он может набрать нагрузку в этот час. Принцип формирования цен будет такой: начинаем с минимальной цены. Шаг идет с нижней цены вверх. Поэтому на американских рынках были случаи, когда продавец ставил цену «ноль» (бесплатно буду отдавать), потому что знал, что если его задействуют, еще кого-то, все равно с ним рассчитаются по верхней цене. Но он хочет, чтобы его обязательно задействовали. Забрали этот избыток.

Например, у меня слишком много электроэнергии, и она уходит в Россию. Я говорю: «Кто разгрузит систему?» Кто-то выше суточного графика загружается на 20 МВт. Он выставляет на рынок заявку, в которой пишет, что купит 20 МВт, но не по три тенге, как покупает обычно, а по два. Может написать и по одному тенге. Но другие тоже захотят купить. Как мы говорили, есть верхний список – тех, кто продаст, и нижний список – тех, кто купит. Ровно такой же, только обратный. Эти заявки будут формироваться через два часа на третий, и задействуют их по мере необходимости.

4 тиынки

– На этот рынок может выйти любой потребитель? Или мелких потребителей вы все равно как-то ограничите?

– Я думаю, они сами не придут. Видите ли, балансирующий рынок по объему занимает, судя по мировому опыту, даже российскому, где-то около 5 процентов от общего объема электроэнергии. То есть он сравнительно не такой уж и большой по объему. Он просто динамичный. Там все время идет купля-продажа.

– Итак, вы со всеми заключаете договоры. Кто и как будет это делать?

– Мы заключим договоры с провайдерами баланса (участники рынка смогут передавать им ответственность за финансовое урегулирование дисбалансов производства-потребления электроэнергии. – «ЭК»). А договоры на покупку-продажу дисбалансов, отклонений будут заключаться с нашим финансовым центром.

Мы будем взимать около 4 тиынов за кВт/ч как за генерацию, так и за потребление. Поскольку это практически механизм регулирования частоты всей системы, механизм регулирования перетоков. С одной стороны, он и потребителям дает свободу, с другой – дает генерации рынок. Системный же оператор получает механизм, чтобы правильно строить с соседними государствами энергосистему, отношения.

Понятно, что все это ляжет на тариф. Раньше мы брали плату за регулирование мощности. Четыре тиынки – это, конечно, больше, чем было раньше. Условно раньше мы брали за регулирование миллиард тенге в год. Это как-то распределялось. Сейчас за балансирование мы будем собирать 5 миллиардов в год. Из них где-то 4 миллиарда – это деньги на формирование резервов мощности, которых и раньше, и сейчас просто не было и нет. При этом надо понимать, что мы нацкомпания, и поэтому не можем позволить себе взять какую-то цифру с потолка. Все равно мы пойдем в Антимонопольный комитет, и нам все отсекут, как положено. Поэтому у нас не столько денежный интерес в этом, сколько операторский. Причем я хотел бы особо подчеркнуть, что мы решили на первом этапе, по крайней мере, сделать бездоходное урегулирование дисбаланса. То есть будем продавать по той же цене, по которой купим. Наш финансовый центр будет жить на те же 4 тиынки, которые мы будем собирать за организацию рынка. Сам рынок дисбаланса дохода приносить ему не будет.

– То есть он не будет получать процент от сделки?

– Никакого процента. Лучше мы сначала сделаем как бы правильный рынок, по которому будет видно, что системный оператор его сделал не для того, чтобы наживаться, а для того, чтобы улучшить ситуацию в системе.

– Что это вообще – финансовый центр? Какая-то новая структура?

– Мы его специально не создавали. У нас есть учреждение «ЭнергоИнформ». Это не отдельное юридическое лицо, а подразделение нашей структуры.

– А кто станет провайдерами?

– На мировом рынке это не регламентируется. Любой может стать провайдером. Но нам для начала надо было четко знать, что всех мелких потребителей кто-то заберет. Поэтому единственное ограничение, которое мы ввели и которое, может быть, не совсем соответствует мировому рынку, – все региональные сетевые компании на 2008 год должны быть провайдерами баланса. То есть для всех тех, кто находится в его сети, они будут провайдерами.

Добровольно-принудительная свобода

– 1 января балансирующий рынок должен заработать. Но в имитационном режиме…

– На самом деле он будет функционировать полностью достоверно. Единственное, не будет взаиморасчетов за эти дисбалансы. Все будут получать распечатки и смогут посмотреть, как прошли те или иные сутки.

– То есть они могут посмотреть, насколько им интересно и выгодно работать в этой системе?

– Да.

– А если потребители не станут участниками балансирующего рынка?

– Они не могут ими не стать. Тут нельзя выбрать, хочу участвовать или не хочу. В любом случае ты участвуешь.

– Не получится ли так, что на первом этапе генераторы будут выставлять безумные цены за резервы мощности? Так как продажи будут идти по верхней цене, то могут быть и картельные соглашения…

– Конечно, может быть и такое. В этом случае надежда – на конкуренцию на рынке. Ведь не все между собой договариваются. Кроме того, мы, конечно, предусмотрели механизм, определенно гарантирующий защиту от ситуаций такого рода. Когда мы будем покупать резервы мощности, по крайней мере пока в документы это заложено, там будет определена максимальная цена реализации. Мы ставим условие, что производитель, изначально заключая договор с нами на создание резервов мощности, должен записать, по какой максимальной цене он будет их продавать. В договорах у генераторов будет предусмотрен объем, который они гарантируют предоставить в резерв мощности и выдать, если мы их задействуем. Причем они должны быть готовы это делать в любой час, постоянно. А также максимальная цена, по которой они готовы этот объем предоставить. Мы считаем, что этот механизм позволит нам удержать рынок от беспредела, спекуляции. Впрочем, не факт, что они будут выставлять все время максимальную цену.

– Первые месяцы торги будут идти без финансовых расчетов. Сколько будет продолжаться этот период?

– Думаю, где-то три месяца. Посмотрим, как он будет функционировать. Если через два месяца мы увидим, что все укладывается в те параметры, которые планировали, цена не задирается, посмотрим, как рынок работает, как потребители себя чувствуют… Много составляющих, которые мы должны отслеживать.

– То есть ориентировочно с 1 марта рынок расчетов заработает?

– Скорее в апреле.

– Как будут осуществляться расчеты? Помесячно?

– Мы полагаем, что это будут декадные платежи. В течение десяти дней вы должны рассчитаться или получить деньги. Или-или.

Об «аскуэзации» всей страны

– Если вы вводите элементы балансирующего рынка, то очень жестко встанет проблема коммерческого учета, использования АСКУЭ…

– Для чего в принципе нужны АСКУЭ? Есть несколько задач. Во-первых, диспетчер должен видеть на дисплее не потребителей, а общее состояние энергосистемы. Перетоки с сопредельными странами. Например, он видит, что в Россию пошел переток от нас. Это говорит о переизбытке генерации. Или наоборот. Там около 20 линий. Они все суммируют автоматически и показывают некоторое сальдо с Россией. Вот для чего в первую очередь нужны АСКУЭ. Для физического поддержания системы в равновесном состоянии. Второй момент – когда потребитель или генератор отклоняется от своего суточного графика. Причем все равно, кто из них. Заявил, но не исполнил. По идее, чтобы это отслеживать, не обязательно нужно АСКУЭ в полном объеме. Допустим, можно использовать только прибор коммерческого учета с устройством памяти.

– Сколько у нас потребителей и производителей, имеющих такие приборы?

– Много. 80 процентов участников оптового рынка. Полного АСКУЭ, который в любой момент включил и увидел ситуацию, действительно мало.

– Это крупные промышленные потребители?

[inc pk='1993' service='media']

– Да. Они кровно в этом заинтересованы. Им важно самим знать точные данные. Они не могут себе позволить неточно считать. Они должны считать, во-первых, точно и, во-вторых, быстро. Мы понимаем, что многим мелким потребителям система коммерческого учета и не нужна. Она дорогая. То есть это им просто экономически невыгодно. Мы оценивали стоимость системы для РЭКов. И получается, что где-то три миллиона долларов будет стоить постановка самих счетчиков, плюс один-два миллиона стоит установка программы.

– И как обстоят дела у РЭКов?

– У РЭКов не такая плохая ситуация. У них уже достаточно много счетчиков. Конечно, если говорить о полном АСКУЭ для РЭКов, то система у них будет более сложная, чем на промпредприятии. Что такое промпредприятие? Это практически один уровень учета. А здесь физические лица, маленькие юридические лица, некие участки, потом с участков данные должны поступать на некий центральный дисплей с соответствующим программным обеспечением – в целом несколько уровней.

Когда мы были в Швеции, изучая балансирующий рынок, я поинтересовался, у многих ли участников рынка есть АСКУЭ. Они ответили, что у 40 процентов. Получается, что многим мелким потребителям неинтересно иметь АСКУЭ полностью. Они работают по профилям.

– То есть?

– Есть такое понятие «профиль», которое мы сейчас внедряем. Мы потребителю говорим: «У тебя нет АСКУЭ, у тебя нет нормального учета, тогда мы тебе нарисуем профиль. Профиль – это будет твой график, по которому мы считаем, как ты работаешь. График потребления. Понятно, что он недостаточно точный. Но когда ты поставишь АСКУЭ, будешь работать по приборам учета, будет точнее».

Я думаю, может, и не надо стремиться к поголовной «аскуэзации». Хочешь платить по профилю? Хорошо, мы будем тебе его рисовать. Однако нельзя, конечно, допускать, чтобы так делали очень крупные потребители.

Поэтому, когда мы начали более плотно заниматься балансирующим рынком, в Министерстве энергетики была программа по внедрению АСКУЭ, мы попросили разделить ее на несколько частей. Первый этап, второй, как раз с учетом того, насколько важно для нас, чтобы у кого-то было это АСКУЭ. Сейчас, я считаю, есть немного спекуляции на этом рынке. Раньше, например, не хватало квалифицированных работников и организаций, которые могли внедрить АСКУЭ. Сейчас их много – из России пришли, там раньше все началось. Местные подросли, тем более что эта деятельность нелицензируемая. Они бегают по рынку, уже сами вынуждены искать клиентов, и поэтому где-то нагнетают ситуацию, заявляя компаниям, что без этого нельзя будет работать, без того нельзя. Хотя не для всех «нельзя».

– Где проходит граница, когда «можно» не использовать АСКУЭ?

– Я бы сказал, что должны иметь АСКУЭ те, кто берет больше 50 МВт в год потребления. Это практически все региональные сетевые компании, крупные промышленные потребители, металлурги…

– Насколько участники рынка готовы к работе на БР?

– К существующему рынку все давно приспособились, все плавают, более-менее понимают. Балансирующий рынок – новый. И предприятия, и энергоснабжающие предприятия пока могут не совсем оценить. Мы сами еще не можем сказать на 100 процентов, где будут ценовые или технологического характера перекосы. Я, например, вижу один из вариантов влияния рынка на рядового потребителя. Сегодня рынок регулирования или стоимость регулирования несопоставима со стоимостью электроэнергии, хоть она и не маленькая. Поэтому энергоснабжающие организации отказались сегодня от двух-, трехтарифных счетчиков.

– У меня такой счетчик есть до сих пор, и какое-то время назад плату брали за два тарифа – дневной и ночной, а сейчас тариф один…

– Да, все вернулось назад, потому что нет экономического смысла. Из-за этих копеек, что стоит это регулирование, то есть построение графика, РЭКи и энергоснабжающие организации больше теряют. А сейчас балансирующий рынок приведет их к тому, что в какие-то часы вечернего максимума электроэнергия начнет резко дорожать, ночью – падать. У них появится прямой резон выравнивать график. И тогда они своим розничным потребителям, в том числе физическим лицам, начнут говорить «давайте, ребята, берите ночью, когда дешевле, и мы сделаем вам скидку. А вечером, когда дороже, вы не особенно расходуйте». Как в России, в РАО ЕЭС любят говорить, что это даст «правильный ценовой сигнал» для энергоснабжающих организаций.

Мы долгое время не повышали тариф на регулирование. Если бы сильно повысили, может быть, тогда оно сыграло бы свою роль. И потребители сильно задумались бы: «Ох, ничего себе, сколько надо платить за это регулирование». Но это был бы несколько административный нажим. Получалось бы, что повышаем цену непонятно за что. А теперь рынок начнет сам отстраивать цены.

Статьи по теме:
Казахстан

От практики к теории

Состоялась презентация книги «Общая теория управления», первого отечественного опыта построения теории менеджмента

Тема недели

Из огня да в колею

Итоги и ключевые тренды 1991–2016‑го, которые будут влиять на Казахстан в 2017–2041‑м

Казахстан

Не победить, а минимизировать

В Казахстане бизнес-сообщество призывают активнее включиться в борьбу с коррупцией, но начать эту борьбу предлагают с самих себя

Международный бизнес

Интернет больших вещей

Освоение IoT в промышленности позволит компаниям совершить рывок в производительности