|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Организация мировых энергетических рынков. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.На актуальные вопросы, касающиеся электроэнергетики в Магаданской области, отвечает председатель Региональной энергетической комиссии Геннадий Ефимович Иваненков -Охарактеризуйте, пожалуйста, энергосистему нашего региона. На что сориентирована она? Каковы ее узкие места и каким образом можно преодолеть упущения различного рода? - Электроэнергетика является второй по величине, после золотодобывающей, отраслью промышленности Магаданской области. Объем промышленного производства её предприятий в 2001 г составил около 2,1 млрд. рублей. Сегодня мы имеем централизованное энергоснабжение, которое обеспечивает автономная энергосистема, сформированная на базе Колымской ГЭС АО Колымаэнерго , двух тепловых электростанций АО Магаданэнерго - Магаданской ТЭЦ и Аркагалинской ГРЭС, четырех предприятий электрических сетей, также принадлежащих АО Магаданэнерго , и сетевых предприятий - оптовых потребителей-перепродавцов, крупнейшими из которых являются АО Магаданэлектросеть и МП Магадантеплосеть . К тому же передача электроэнергии осуществляется и по сетям муниципальных предприятий ЖКХ. Итак, наша энергосистема не имеет электрических связей с другими энергосистемами, не обладает статусом субъекта ФОРЭМ, она изолирована. Генерацию и транспортировку электроэнергии и тепла на территории области осуществляет ОАО Магаданзнерго . АО Колымаэнерго является основным ее производителем: 95% электроэнергии вырабатывается Колымской ГЭС. И сразу же узкие места : высокий уровень износа основных средств генерирующих мощностей АО Магаданэнерго . Износ машин и оборудования составляет 75%, зданий -50%. А средний износ оборудования Колымской ГЭС достиг 20,1%. Следующая проблема. АО Магаданэнерго как монополист в области транспортировки электроэнергии содержит на своем балансе большую часть имеющихся в регионе линий электропередач: 7516 км из 9832 км общей протяженности электрических сетей всей энергосистемы Общий износ их составляет 51,4 процента. При общей протяженности тепловых сетей по области в 574,3 км 279,9 км - в собственности АО Магаданэнерго . Реальная степень их износа оценивается в 70%, в том числе по г. Магадану - 75%. А в некоторых поселках теплосети полностью выработали свои ресурс и требуют немедленной замены, около 40% находятся в аварийном состоянии. Состояние сетей в значительной степени определяет потери энергии. 26,8 % составляют общие потери от всего объема отпуска электроэнергии в регионе, в том числе потери в сетях энергосистемы - 482,2 млн. кВт/ч , или 20,5% к отпуску. Уровень потерь теплоэнергии в существующих сетях оценивается в 20-25%. - В связи с этим каковы же реальные перспективы нашей энергетики на завтра и послезавтра? - Они зависят прежде всего от развития промышленности и состояния бюджетной сферы области, от уровня жизни и соответственно платежеспособности населения, которые, в свою очередь, определяются общеэкономической ситуацией в России. Изменение цен на топливо и материалы, транспортные услуги и услуги подрядных организаций влияют на структуру затрат, которые могут быть включены в тарифы и величину тарифов на электро- и теплоэнергию для потребителей. А финансовое состояние потребителей напрямую связано с затратами на тепло- и электроэнергию. Своевременность и полнота оплаты электрической и тепловой энергии потребителями, финансируемыми из областного и муниципальных бюджетов, предприятиями ЖКХ и сельского хозяйства, возмещение выпадающих доходов по населению (разница в тарифах, льготы, субсидии) - факторы, определяющие жизнеспособность энергосистемы. В настоящее время на первый план выходят вопросы экономии электрической и тепловой энергии, разработки и внедрения мероприятий энергосбережения всеми предприятиям и потребителями. По оценке Центра по эффективному использованию энергии (ЦЭНЭФ), технический потенциал энергосбережения в Магаданской области - 32% от потребления. Согласно Распоряжению Губернатора Магаданской области от 27.10.2000 г. № 426-р, для успешного решения этого вопроса в 2001 году ЦЭНЭФ разработана Комплексная программа повышения эффективности использования топлива и энергии в Магаданской области . Основной ее целью является снижение расходов бюджетов всех уровней, организаций и населения на топливо при одновременном повышении надёжности и качества услуг по энергоснабжению как за счет реализации мероприятий по устранению сверхнормативных потерь при транспортировке и передаче энергоресурсов, так и за счет повышения эффективности их использования конечными потребителями. После первого этапа (2002 - 2006гг.) реализации Программы годовой экономический эффект составит 1,12 млрд. руб., экономия электроэнергии - 1080 млн. кВт.ч., экономия тепловой энергии - 1741 тыс. Гкал. Но суммарные затраты по реализации первого этапа программы в 2002 - 2006 гг. оцениваются в 4176 млн. руб. Недостаток мотивации к экономии энергии, недостаток организации, информации и нормативно-правового обеспечения и, главное, недостаток финансовых ресурсов на приобретение энергоэффективных технологий не позволяют реализовать Программу энергосбережения. Еще одна проблема связана с передачей объектов жилищно-коммунального хозяйства и социально-бытовой сферы, подведомственных АО Магаданэнерго и АО Колымаэнерго , на баланс местных властей. Сделать это нужно, потому что сейчас затраты на, их содержание включаются в тарифы и обходятся потребителям примерно в 2 коп. за кВт.ч. электроэнергии и 20 руб/Гкал тепловой энергии. Губернатор специальным распоряжением потребовал непременной передачи ЖКХ и предприятий соцкультбыта в ведение муниципалитетов, но пока каких-либо подвижек нет. - Геннадий Ефимович, а позволит ли решить хоть часть всех проблем ввод в эксплуатацию Усть-Среднеканской ГЭС? Сможем ли, подобно цивилизованной Европе, перейти на электрообогрев города и поселков области? Каковы плюсы и минусы такого перехода? - Строительство Усть-Среднеканской ГЭС - крупнейший региональный инвестиционный проект . Эффективность его не может оцениваться только переходом на электрообогрев. В последние годы экономика области находится в стадии формирования новых тенденций и предпосылок экономическою роста. В этих условиях можно рассуждать только о вероятных сценариях развития энергопотребления. Особое значение при этом имеет создание и развитие новых производств. Но без гарантии низкого и стабильного тарифа на электроэнергию какие-то новые крупные производства маловероятны, а низкий тариф, в свою очередь, невозможен без увеличения объемов энергопотребления. Предполагаемый рост энергопотребления за счет создания новых производств и перевода поселков на электроотопление делает строительство Усть-Среднеканской ГЭС эффективным для экономики области в целом. Аргументами против строительства Усть-Среднеканской ГЭС являются только неопределенные перспективы энергопотребления в регионе. Однако для роста потребления существуют очевидные предпосылки: ввод нового рудника на месторождении Дукат в 2003 г.; новых мощностей на руднике им. Матросова в 2007 г.; переход потребителей Магаданской области на электроотопление; развитие рыбоперерабатывающей промышленности; и в долгосрочной перспективе - создание нефтеперерабатывающего производства и добыча медно-вольфрамовых руд. Кроме того, необходимость строительства Усть-Среднеканской ГЭС обусловлена и таким важным фактором, как сокращение зависимости энергоснабжения от поставок органического топлива в Магаданскую область и обеспечение устойчивого теплоснабжения. - Повлияет ли всё это на тарифы и какова сегодня тарифная политика в регионе? Насколько обоснованны все тарифы на электроэнергию? И что, по-Вашему, означает 100-процентная оплата расходов, составные этого понятия? - Прежде всего, тарифную политику в энергетике Магаданской области определяет государственное регулирование тарифов как на электрическую энергию, так и на тепловую. И занимается этим Региональная энергетическая комиссия. Зачем нужно регулирование? Да затем, чтобы защитить экономические интересы потребителей от монопольного повышения тарифов и, одновременно, обеспечить энергоснабжающим организациям компенсации экономически обоснованных расходов на производство энергии и транспортировку её. Определение состава расходов и оценка экономической обоснованности производится в соответствии с Федеральным законом О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации , главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и Методическими указаниями о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию, утвержденными Федеральной энергетической комиссией. Мы сдерживаем рост тарифов, исключая из расчетов непроизводительные и излишне планируемые энергетическими предприятиями затраты. Но все же тарифы растут, что происходит в основном в связи с общими инфляционными процессами в стране, а также со снижением полезного отпуска, обусловленного снижением электропотребления всеми категориями потребителей: населением, отток которого из области наблюдаем ежегодно, промышленными и сельскохозяйственными предприятиями в связи с закрытием их, снижением объемов производства. А снижается ежегодно примерно 100 млн. кВт/ч полезного отпуска. Давайте добавим сюда и рост потерь электроэнергии в сетях энергоснабжающих предприятий, коммерческие потери , а попросту хищение электроэнергии. Сегодня это настоящий бич энергетики. Правительство России приняло ряд постановлений, направлениях на сокращение перекрёстного субсидирования между отдельными группами потребителей и доведение оплаты электроэнергии потребителями до полной ее стоимости. Еще до конца первого полугодия 2000 года мы должны были довести уровень тарифа на электроэнергию, потребляемую населением на коммунально-бытовые нужды, до 100% средней по региону фактической ее стоимости и сравнять тарифы для населения с тарифами промышленных потребителей. Фактически же и в настоящее время тариф на электроэнергию для населения ниже тарифа для промышленных и приравненных к ним потребителей, т.е. население субсидируется за счет промышленности. - И все же не совсем понято, почему стоимость киловатт-часа электроэнергии, отпускаемой Колымской ГЭС, сущие копейки, а мы платим без малого рубль? - Прежде всего уточним действующие тарифы (см. ). Все наглядно? Теперь о том, куда девается разница между отпускным тарифом КГЭС и тарифами для конечных потребителей. Деньги идут на покрытие затрат энергосистемы: содержание и эксплуатацию электрических сетей и другого энергооборудования, (от шин станции до электрощитка на площадке жилого дома), а также производство электроэнергии на угольных электростанциях МТЭЦ и АрГРЭС. Следует отметить: стоимость услуг по передаче электроэнергии не одинакова для.всех конечных потребителей и зависит от уровня напряжения в точке подключения к электрической сети, расстояния передачи энергии. Самые высокие затраты - по доведению электроэнергии до потребителей, подключенных на низком напряжении, т.е. для населения и объектов социальной сферы. - А какое тепло обходится дешевле? - Чтобы точно определить это, сравним величину топливной составляющей в стоимости одной Гкал при условии равенства всех остальных затрат, необходимых для производства тепловой энергии (см. ). Думаю, больше ничего объяснять не надо. - Почему же? Если Магадан перейдет на электрообогрев, насколько ощутим будет этот переход для потребителя, каждой конкретной семьи? - Тарифная политика определяется государством и не зависит от перехода Магаданской области на электрообогрев. Экономическая эффективность использования электроэнергии для нужд отопления напрямую зависит от тарифа на электроэнергию. Предположим, что к концу 2002 г. Усть-Среднеканская ГЭС будет построена, и все потребители тепловой энергии области с 01.01.2003 г перейдут на 100% электроотопление. Для отопления области необходимо свыше 2500 тыс. Гкал, для чего нужно будет выработать на УСГЭС около 3500 млн. кВт/ч электроэнергии. Стоимость строительства Усть-Среднеканской ГЭС в действующих ценах около 29 млрд. руб, следовательно, амортизационные отчисления и налог на имущество составят 1100 млн. руб. Тариф па электроэнергию только за счет этих двух составляющих будет равен 32 коп/кВт. ч без учета всех остальных необходимых для производства электроэнергии затрат (зарплаты, расходов на ремонты, стоимости услуг по транспортировке электроэнергии и пр.), и топливная составляющая в стоимости тепловой энергии уже при этих условиях составит 392 руб/Гкал. Судя по расчетам, стоимость тепловой энергии, выработанной на электроэнергии, не ниже стоимости тепловой энергии, вырабатываемой на котельных, работающих на жидком топливе, но значительно дороже тепла, получаемого на твердом топливе. Следовательно, снижения затрат на отопление жилья не следует ожидать. Но переход на электроотопление позволит снизить зависимость теплоснабжения населенных пунктов области от дальнепривозного топлива и обеспечить устойчивое теплоснабжение. - И еще один щекотливый вопрос. Льготы. Кто имеет право ими пользоваться? И кто оплачивает за льготника остальную часть цены потребляемых услуг? Действующим законодательством запрещается установление регулирующими органами пониженных (льготных) тарифов (цен) для отдельных потребителей без определения источника и механизма компенсации льгот. В случае установления для отдельных потребителей льготных цен и тарифов на электрическую и тепловую энергию, предусмотренных законодательством РФ, не допускается повышение цен и тарифов на электрическую и тепловую энергию для других потребителей. В настоящее время льготами по оплате электроэнергии пользуются отдельные категории граждан и отдельные предприятия золотопромышленного комплекса. Компенсация выпадающих доходов энергоснабжающих организаций от предоставления установленных законодательством РФ, субъекта Федерации или местных органов власти льгот отдельным категориям граждан должна производиться из бюджетов соответствующих уровней. Однако в связи с несовершенством существующей законодательной базы возмещение осуществляется не в полной мере, и разница относится на убытки энергоснабжающих организаций, а затем в процессе регулирования тарифов ложится на остальных потребителей энергии. Льготы, предоставляемые предприятиям золотопромышленного комплекса (по Перечню, утвержденному администрацией области), компенсируются за счет субвенции на компенсацию тарифов, выделяемой из федерального бюджета. - Спасибо за искренние и компетентные ответы на все поставленные и действительно волнующие каждого северянина вопросы. Потребители Действующий тариф без НДС с НДС Отпускной с КГЭС 10,71 12,85 Промышленные и приравненные к ним (в т.ч. бюджетные) 75 90 Сельскохозяйственные 60 72 Электроотопление 90 108 Население всего (средний) 60,1 72,1 В т.ч. Население городское 62,5 75 Население сельское 45,8 55 Расход на 1 Гкал Цена (без НДС), руб., за единицу натурального топлива Топливная составл., руб/Гкал Уголь (кузнецкий) 0,230 т 1262,3 290,3 Мазут 0,120т 5079 609,5 Электроэнергия 1224 кВт.ч 0,75 918 Дизельное топливо 129 литров 8,25 1064,3 www.magadanenergo.ru
проблемы и пути развития Лунина Е.В., РАО “ЕЭС России” 1. Цели и методы реструктуризации Создание мировых энергетических рынков в последние десять лет позволило развить экономические теории до уровня эксперимента. В результате попыток решения острых практических проблем определились наиболее приемлемые модели, формы организации рынка и надзора за ним. Под воздействием кризисных ситуаций некоторые модели уже прошли стадию модификации. Целью настоящей статьи является демонстрация разнообразия форм образования и организации рынков электроэнергии, способов управления и надзора за его функционированием, а также принимаемых мер по дальнейшему развитию отрасли. Как показывает опыт, успех сопутствует рынкам, где основы долгосрочной стратегии были заложены еще в процессе реорганизации и приватизации отрасли. Определяющими факторами для качественного перехода к рынку являются создание благоприятного инвестиционного климата, проработанность закона о конкуренции и отраслевых нормативно-правовых актов применительно к данной отрасли. Не всегда в начале реформирования отрасли правительства разных стран четко понимали свою задачу, руководствуясь в большей степени социальными планами. Это не исключало возможности достаточно успешных рыночных преобразований, однако наибольшая стабильность наблюдалась там, где с самого начала правила функционирования рынка были хорошо проработаны. Создание большинства рынков начиналось с того, что конкурентные виды деятельности (генерация, сбыт) отделялись от монопольных (передача, распределение). Дезинтеграция отрасли стала первым звеном рыночных преобразований. Там, где она происходила в условиях частной собственности на объекты энергетики, из вертикально-интегрированных структур выделялись генерирующие компании. Так происходило, например, на рынках Соединенных Штатов Америки. В тех странах, где сохранялось государственное право собственности на объекты энергетики, в первую очередь формировалась сетевая компания национального масштаба. Такой процесс оказался характерным для большинства европейских систем. Некоторые национальные сетевые компании затем были приватизированы, остальные - остались в собственности государства. Так, в Швеции и Норвегии высоковольтная сеть после реструктуризации осталась в государственной собственности, а в Финляндии в настоящее время она представляет собой смесь общественной и частной собственности как результат слияния государственной и частной компаний. В Англии, национальная сетевая компания была приватизирована при сохранении государственного контроля над ней. Не всегда преобразования проводились добровольно. Примером принудительного разделения акционерных компаний является Калифорния, выделившая часть генерирующих мощностей из состава региональных энергетических компаний на условиях обязательной продажи крупной доли акций внешним компаниям. В США пул Пи-Джей-Эм, в отличие от Калифорнии, создавался без изменения структуры собственности. Несмотря на то, что в 1999 году рынок испытал сильный взлет цен вследствие необычайно высокой температуры в летний период, неправильной ценовой политики и существенных сетевых ограничений, в настоящее время он является одним из наиболее ликвидных и активных энергорынков США. Наиболее безболезненно корпоративное разделение произошло на государственных предприятиях, например, в Норвегии, или в момент приватизации, как это было сделано в Англии и Аргентине. 2. Структура технологического и коммерческого управления Структура рынка обязательно предусматривает взаимодействие операторов: технологического (системный оператор), коммерческого (биржа или администратор рынка) и сетевых операторов, оказывающих управляющее воздействие на переключения сети. Соответственно, имеются три формы организации оператора рынка: • Системный оператор (СО) одновременно исполняет функции коммерческого оператора (биржи) в торговле “за сутки вперед”. • Системный оператор, интегрированный с системообразующей сетью, выполняет в одном лице три функции: управление рынком “за сутки вперед”, диспетчеризация и эксплуатация сети. Коммерческий и системный операторы функционально разделены и отвечают за разные секторы торговли Подход, при котором рынок контролируется интегрированным оператором (системный и коммерческий в одном лице), используется в Австралии, Онтарио (штат Канады) и американских рынках. Например, операторы Пи-Джей-Эм, Новой Англии и Нью-Йорка работают на таких принципах. Здесь проводится аукцион “за час вперед”, учитывающий реальные сетевые параметры. В реальном времени данные предварительно поданных заявок используются при ведении режима. Наиболее часто встречается второй подход, при котором системный оператор интегрирован с сетевой компанией. При этом сетевой системный оператор представляет собой мощную монопольно - управляемую организацию, которая не может эффективно контролироваться участниками рынка. Поэтому в качестве противовеса сетевой компании участники рынка обычно создают еще одно юридическое лицо - так называемый “Пул”. Пулом определяются Правила рынка, используемые оператором; в его обязанности входит наблюдение и даже регулирование деятельности оператора. В то же время Пул несет нагрузку в виде коммерческих расчетов. Бывший Пул Англии и Уэльса, Нордпул в странах Северной Европы - примеры организации таких взаимоотношений. Имеется третий подход, при котором рынки, управляемые коммерческим и технологическим операторами отделены друг от друга. Вследствие такого разделения, примерно за час до реального времени управление от коммерческого оператора переходит к системному, который также должен использовать рыночные подходы в операциях балансирования рынка. Такой тип взаимоотношений используется в Новой Зеландии, Испании и до недавнего времени применялся в Калифорнии. В качестве примера совместной работы двух операторов можно привести рынок Испании [4]. Коммерческий оператор (ОМЕЛ) ведет договоры, рынок “на сутки вперед” и проводит шесть сессий внутри текущих суток. Технологический оператор (Ред Электрика) ведет рынок дополнительных услуг и балансирование системы в реальном времени. Коммерческий оператор принимает и анализирует заявки на суточный рынок и готовит ценовую информацию для расчета, а технологический оператор готовит информацию по техническим ограничениям (пропускной способности сети, условиям параллельной работы генераторов и т.д.). На основе полученной информации коммерческий оператор с помощью программного обеспечения формирует наиболее оптимальное решение. Технологический оператор еще раз проверяет его по условиям надежности, при необходимости вносит необходимые коррективы и выдает окончательный суточный график работы субъектов рынка. В Калифорнии до 2001г. наблюдалось разделение функций двух операторов - Калифорнийской биржи и системного оператора. В результате кризиса Калифорнийская биржа прекратила свое существование, передав функции системному оператору. Как признают аналитики [5], необходимости в выделении коммерческого оператора нет, если технологический оператор не является собственником сети. Участники рынка успешно контролируют оператора, который, в свою очередь, выступает противовесом сетевой компании. Если же технологический оператор и сетевая компания объединены в единую национальную компанию, то желательно создание отдельного коммерческого оператора (биржи), контролируемого участниками рынка. На современном рынке Англии и Уэльса (после преобразований 2001г.) и в Новой Зеландии соответствующий коммерческий оператор был создан именно с целью усиления контроля над сетевой компанией, а также для повышения роли участников рынка в его создании и управлении. 3. Разделение этапов функционирования рынка по времени Целью разделения рынка по времени является наиболее точный прогноз графика нагрузки на основе заключенных договоров и конкурентный отбор поставщиков в периоды, непосредственно предшествующие моменту реального времени. Обычно управление рынками электроэнергии происходит в следующем порядке: на основе двусторонних договоров определяются долгосрочные позиции; одновременно с процессом формирования графика нагрузки заключаются договоры ““за сутки вперед”” (или “за два дня”, или “за неделю”), непосредственно перед моментом “реального времени”, одновременно с корректировкой диспетчерского графика, организуется режим спотовой торговли; на свободно подаваемых заявках может основываться и процесс в реальном времени. (Ряд рынков отдельно осуществляет торговлю системными услугами, обеспечивающими надежность и качество работы системы. Этот вопрос в данной статье не рассматривается). На некоторых рынках присутствуют все стадии, на остальных - только некоторые. Так, в Пи-Джей-Эм в настоящее время энергоснабжающие организации, обслуживающие конечных потребителей, лишь 10-15% своего потребления покрывают за счет покупки энергии на спотовом рынке. Около 30% поставляется по двусторонним контрактам и 55-60% - за счет собственного производства. Двусторонние контракты применяются практически на всех созданных рынках, торговля происходит через специальные внебиржевые площадки. В Норвегии двусторонняя торговля заканчивается за 2 часа до реального времени, а в Финляндии - за 90 минут. В Швеции торговля двусторонними контрактами продолжается непосредственно до начала торгового периода. Специфической зоной торговли до недавнего времени был рынок Англии и Уэльса, на котором доля двусторонних контрактов была небольшой. С переходом к новым торговым отношениям (НИТА) в 2001 году доля этого сектора превысила 90%. Наиболее важным сектором с точки зрения формирования цены на рынке и гибкого управления графиком нагрузки является рынок “за сутки вперед”. Участники могут подать заявки на продажу или покупку энергии заблаговременно, но не позднее определенного момента времени на каждый час следующих суток. Во всех системах однажды заявленные позиции после завершения торгов представляются системному оператору и не могут быть изменены, за исключением случаев, когда допускается итерационная форма торговли. Динамика роста доли спотового рынка в зонах действия трех американских операторов представлена в [6] (табл. 1). Таблица 1 Относительная доля спотового рынка в объеме поставленной электроэнергии Новая Англия Пи-Джей-Эм Нью-Йорк Июль 1999 г. 11% 15% — Январь 2000 г. 24,5% н/д 30% Июль 2000 г. 25% н/д 45% Январь 2001 г. 22% н/д 45% На некоторых централизованных рынках, таких как Австралия, Новая Зеландия и Испания, допускается подача заявок в промежутки между закрытием торговли “за сутки” и “реальным временем”. Здесь участники представляют заявки непосредственно системному оператору, который принимает решение об их оптимальной диспетчеризации. Последний срок подачи заявок на покупку-продажу - “закрытие ворот” - на этом рынке определяет время до начала централизованной диспетчеризации. Так, в Швеции и Финляндии, торговля на рынке Элбас продолжается в течение дня и заканчивается за 2 часа до наступления реального времени. После этого начинается действие правил балансирующего рынка в каждой из стран. В Испании оператор рынка (ОМЕЛ) также руководит добровольными спотовыми рынками в виде шести сессий-блоков. В Пи-Джей-Эм график “за день вперед” и заявки на покупку-продажу могут быть отрегулированы в течение дня вплоть до одного часа до начала периода торговли. На некоторых рынках допускается корректировка заявок. В Австралии участники могут пересматривать заявленные объемы за пять минут до момента реального времени в момент выдачи оператором рынка окончательных диспетчерских инструкций. Цены при этом изменять не допускается. В Новой Зеландии участники могут уточнять свои заявки, как по ценам, так и по объемам, представляя их системному оператору за два часа до реального времени. Оперативное управление в режиме реального времени иногда также основывается на предварительно поданных заявках. Например, во всех Скандинавских странах системный оператор добивается окончательного энергетического баланса через балансирующий рынок “реального времени”. Каждый системный оператор (далее - СО) может использовать простые заявки, поданные участниками рынка (вплоть до 2-х часов до реального времени в Норвегии, 30 минут в Швеции, 10 минут в Финляндии). Все заявки подлежат исполнению в течение короткого промежутка времени. Обобщенная информация по структуре и функциям рынков в США приведена согласно [7] (табл. 2). Таблица 2 Типы централизованных рынков СО Калифорнии (Cal-ISO) Рынок “за сутки”, рынок “за час”, рынок системных услуг, небалансов и сетевых ограничений СО Техаса (ERCOT) (начал функционировать летом 2001 г.) Нет централизованного рынка Рынок “за сутки” по остаточному принципу (цена формируется как фактически сложившееся значение) СО Новой Англии (ISO NE) Рынок “за сутки” по остаточному принципу, рынок “реального времени” Отклоненные заявки могут быть вновь рассмотрены вплоть до 90 минут до реального времени. На рынке продается шесть продуктов, в том числе резервы мощности и действует рынок “установленной мощности”. СО Ср. Запада США (MISO) (пока не функционирует) Один рынок “реального времени” для энергии и резервов мощности СО Нью-Йорка (NYISO) Рынки “за сутки вперед”, “за час вперед”, “реального времени” СО Пи-Джей-Эм (PJM) Рынок энергии “за сутки вперед” с узловым ценообразованием, рынок “реального времени”, диспетчеризация двусторонних контрактов, резервируются услуги по передаче, рынок “кредита установленной мощности” (день, месяц) 4. Надзор за поведением субъектов рынка Организация новых форм торговли не происходит без потрясений. Установлено, что среди причин кризисов в 2000-2001 гг. в Калифорнии были злоупотребления среди продавцов электрической энергии. Крупные проблемы с энергоснабжением наблюдались летом 1998г. на только что созданном рынке Пи-Джей-Эм. Манипулирование рыночной силой в Англии и Уэльсе послужили причиной радикальных преобразований 2000-2001 гг. Серьезные технические проблемы из-за неверных экономических решений наблюдаются в зонах действия системных операторов штатов Нью-Йорк и Новой Англии. Поэтому мероприятия по надзору за рынком имеют важное значение. Предотвращение злоупотреблений участниками рынка достигается о через оперативную деятельность по контролю над поведением “генераторов”; через деятельность Наблюдательного совета; через принятие и совершенствование правил рынка; путем регулирования тарифов на передачу и платы за подключение к сети; путем снижения концентрации поставщиков на рынке; путем выдачи разрешения на слияние или приобретение компаний. В условиях рынка оператор в значительной степени выполняет функции регулирующего органа. Он несет ответственность за управление сетью и системными услугами в пользу всех участников рынка (перепродавцов, “генераторов”, собственников сети, конечных потребителей и т.д.). Кроме того, ему могут быть даны полномочия по смягчению влияния сильных игроков на рынке, обладающих рыночной силой, в том числе путем применения санкций. Например, в Калифорнии и Новой Англии операторы имеют персонал, который наблюдает за рынком с целью выявления злоупотреблений. Типичными являются опасения покупателей и “генераторов”, не имеющих сетей, что они подвергнутся дискриминации со стороны тех, кто имеет сети. Трудность состоит в том, что стандарты надзора не подлежат четкому определению. Поэтому осуществляемый оператором надзор не всегда оптимален, например, оператор может подвергнуть штрафу участника рынка, поведение которого вполне конкурентно. Кроме того, другие контролирующие органы могут оказывать на него воздействие или какая-либо группа субъектов на рынке попытается повлиять на оператора. Возникает вопрос, кем этот персонал системного оператора будет контролироваться: Председателем Наблюдательного совета, Наблюдательным Советом, участниками рынка или Федеральной комиссией по регулированию? При создании Наблюдательного совета имеются два альтернативных варианта [9]: формирование из участников рынка или независимый состав Наблюдательного совета. В настоящее время операторы Пи-Джей-Эм, Нью-Йорка и Новой Англии контролируются участниками рынка. Наблюдательный совет в бывшем Пуле Англии и Уэльса формировался исключительно из участников рынка, причем поставщики и покупатели были представлены равным количеством голосов. Это сделало орган совершенно негибким, так как невозможно было достигнуть принципиального согласия по многим ключевым вопросам. Сейчас Наблюдательный совет на английском рынке насчитывает 12 членов, в том числе независимого Председателя, утвержденного органами регулирования, и двух независимых членов, назначенных Председателем. Кроме того, в состав Наблюдательного Совета вошел представитель Национальной сетевой компании. К независимому Совету пришли и в Калифорнии. Если ранее и биржа, и системный оператор имели свой Совет директоров, то теперь функционирует Совет директоров системного оператора и Наблюдательный совет рынка, в который входят наиболее видные экономисты. Таким образом, создание Наблюдательных советов ставит целью не только контроля, но и использование опыта квалифицированных представителей, обладающих независимостью при принятии решений. Правительство и органы регулирования в обязательном порядке следят за ситуацией на рынке, вне зависимости от наличия регулирующих функций у системного оператора или Наблюдательного совета. Как подчеркивается в [2], в их задачи входит устранение препятствий для свободной конкуренции, однако, механизмы вмешательства должны быть совместимы с рыночными отношениями. Сферой их наблюдения являются условия доступа на рынок, к которым относится и процесс ценообразования в отношении стоимости доступа к сети и услуг по передаче. Вместе с тем необходимо, чтобы они были отделены от каждодневной коммерческой процедуры функционирования рынка и не оказывали на него сиюминутного давления. Среди их задач наиболее важной представляется политика регулирования цен у конечного потребителя. В противном случае может возникнуть ситуация, подобная калифорнийской, когда поставщики потребительского рынка несли убытки вследствие непрерывного роста цен на покупаемую с рынка энергию в условиях замороженных цен на ее продажу. Кроме того, вместо скрытого перекрестного субсидирования защиты малоимущих слоев населения или отдельных групп потребителей может быть предусмотрена прямая адресная поддержка. С целью защиты собственников и акционеров должен быть предусмотрен механизм компенсации стоимости недоамортизированного имущества, выведенного из эксплуатации по условиям рынка [2,12]. Способствовать соблюдению правил конкуренции могут антимонопольные и другие уполномоченные организации. Обычно они накладывают ограничения на объемы рынка, контролируемые отдельными компаниями. Так, при организации рынка в Пи-Джей-Эм власти не требовали разделения компаний, однако, часть из них была выделена в отдельные дочерние предприятия. Несмотря на достаточно мягкий вариант реструктуризации, концентрация фирм уменьшилась, так как на некоторых предприятиях внешние акционеры получили значительную долю акций. В Аргентине правилами рынка были наложены условия, чтобы ни один из “генераторов” не имел более 10% доли участия на рынке (они также не могут иметь в собственности сетевые предприятия). В Техасе правилами рынка предусмотрено, что ни одна генерирующая компания не может иметь более 20% генерирующих мощностей данного региона. В Испании в 2000г., антимонопольные органы не позволили компании Юнион Феноза - крупнейшему производителю приобрести одну из четырех вертикально-интегрированных компаний, чтобы не ослаблять конкуренцию на рынке. Возможно, наблюдаемое в настоящее время благополучие Скандинавского рынка в значительной степени обусловлено отсутствием рыночной концентрации: в Норвегии, Швеции и Финляндии доля крупнейших поставщиков не превышает трех - четырех процентов. 5. Механизмы, стимулирующие развитие отрасли Поиск инструментов, нацеленных на развитие генерирующих мощностей в зоне действия оператора, является ключевым вопросом существования стабильного рынка. В международной практике имеются три основных механизма для обеспечения необходимого уровня генерации и готовности оборудования к включению в качестве резерва в системе. 1. Простая заявка (или одноставочный тариф), в данный момент времени отражающая стоимость за единицу энергии. 2. Организация долгосрочного рынка мощности. 3. Взимание платежей за мощность. Первый механизм полагает, что цена на рынке сама по себе может отражать потребность в инвестициях. Энергетический спотовый рынок (рынок “за сутки вперед”) и ориентированные на него цены по фьючерсным контрактам дают как долгосрочные сигналы на инвестирование (в виде показателя потребности в новых мощностях), так и краткосрочные сигналы о готовности мощности к удовлетворению ожидаемого потребления и внезапных его колебаний. Такие системы позволяют потребителям или их сбытовым организациям определить максимальную цену, которую они готовы платить за энергию, а значит, и за надежность снабжения, которую они готовы принять. Примерами таких рынков, где реализуется только продажа энергии, являются Калифорния, Скандинавия и Австралия. Предложение, сформулированное в виде одноставочной цены, предпочтительнее для оператора, но сложнее для самой станции. Фактически, риск переносится с оператора на станцию. В Австралии пытались установить предельную цену, исходя из определения стоимости пиковой мощности в периоды максимальной нагрузки. В результате отказались от регулирования предельной цены, а системному оператору предоставили право приобретать резервы мощности у редко загружаемых станций. Вторым типом системы, наиболее распространенным на севере США, является использование централизованно планируемых резервов с рынками мощности, которые позволяют заблаговременно торговать резервами. В таких системах центральное агентство (системный оператор или орган регулирования) может установить требования к процедуре планирования резервов. Рынок мощности позволяет региональным поставщикам торговать резервами и перераспределять их. Наиболее характерными примерами рынков этих типов являются Пи-Джей-Эм, Нью-Йорк, Новая Англия. Первый был образован в октябре 1998 г. как рынок ценового аукциона месячными кредитами мощности. Комитет по надежности Пи-Джей-Эм делает прогноз необходимой мощности, а региональные поставщики затем торгуют кредитами, чтобы удовлетворить свое потребление в плановом объеме. В табл. 3 представлено сравнение ближайших вводов по трем системам, применяющим этот механизм [13]. Таблица 3 Данные о строительстве новой мощности, МВт Новая Англия Пи-Джей-Эм Нью-Йорк Суммарное пиковое потребление 21919 51550 27260 Ожидаемые вводы нового оборудования 2001 г. 3284 2773 591,5 2002 г. 5881 2660 0 2003 г. 3509 4840 0 Как видно из таблицы, рынок мощности дал хорошие результаты в двух из трех представленных систем . Третьим механизмом, ориентированным на привлечение инвестиций, является взимание платы за мощность. В настоящее время этот механизм применяют Испания и некоторые рынки южной Америки. Ранее это также применялось в Пуле Англии и Уэльса. На некоторых южноамериканских рынках использование платежей за мощность ставило своей целью привлечения новых участников, что было успешно выполнено. Проблема данного подхода состоит в том, чтобы определить корректный уровень ставки за мощность, что не поддается формализации. Вследствие высоких платежей за мощность может появиться ее избыток (Южная Америка), тогда как при заниженных значениях может быть создан ее дефицит. В Испании платежи за мощность невысоки, но помимо них собираются дополнительные средства на возмещение стоимости недоамортизированных активов (stranded cost). Это обусловило содержание станций, экономически ненужных. Кроме того, платежи за мощность могут привести к занижению цен на энергию, что искажает ценовые сигналы (как это случилось в Аргентине). Как признают эксперты [5], ценовые заявки в виде редко изменяемых многоставочных тарифов с указанием динамических ограничений предпочтительнее для производителей, но труднее для оператора рынка. Некоторые типы станций имеют низкую маневренность, большие условно-постоянные издержки, в том числе и пусковые расходы), но низкие переменные затраты (собственно стоимость производимой энергии. Другие типы станций - наоборот. Чтобы оценить эту разницу, системный оператор должен иметь сложный алгоритм и правила для определения одноставочного тарифа на каждый час или вводить дополнительные платежи тем из поставщиков, которые не покрыли своих затрат. Таким образом, экономический фактор важен для заблаговременного формирования необходимого резерва мощности как фактора, обеспечивающего надежность системы в целом. Возможно, радикальное решение по продаже акций генерирующих компаний, образованных на базе вертикально-интегрированных компаний в Калифорнии, было не вполне осмотрительным, так как внешние собственники были заинтересованы более в увеличении экспорта из соседних регионов, чем в развитии генерирующих мощностей штата, в котором наблюдался резкий рост потребления [11]. В заключение можно привести результаты функционирования основных мировых рынков электроэнергии в 2000г. Табл. 4 отражает изменения в объеме потребления и уровне цен на основе данных [7-9]. Таблица 4 Изменения в объеме потребления и уровне цен на основных мировых рынках электроэнергии (соотношение между 2000 и 1999 гг.) Рынок Пи- Джей- Эм (США) Скандинавские страны (Нордпул) Англия и Уэльс (до НИТА) Аргентина Испания Виктория (Австралия) Новая Англия (США) Альберта (Канада) Калифорния (США) Изменение потребления, % 1,03 13,7 3,1 4,6 7,5 9,4 24,0 5,55 5,4 Изменение цены, % -7,6 -5,3 4,32 5,38 21,3 34,64 55,8 187,44 363,55 Результаты, приведенные в табл.4, требуют глубокого и внимательного анализа, выходящего за рамки данной статьи. 6. Комментарии к созданию рынка электроэнергии в России Как видно из представленного материала, проблемы развития рынка являются достаточно сложными. Тем не менее, они нуждаются в изучении и тщательном анализе еще на этапе разработки модели и правил рынка. Оптимальной можно считать структуру рынка, на котором успешно реализуются поставленные цели, своевременно осуществляется ввод нового оборудования, наблюдается достаточная стабильность цен. Либерализация рынка должна происходить по возможности наименее болезненно, не ущемляя интересов собственников. При этом могут создаваться как отдельные генерирующие компании, так и сохраняться вертикально-интегрированные, но их доля продаж на рынке должна быть ограничена. Выделение коммерческого оператора на рынке имеет как позитивный, так и негативный опыт. Если технологический оператор не является собственником системообразующей сети (и генерации), то и нет мотивов к разделению функций коммерческого и технологического операторов. В случае если они все-таки формируются как две независимых организации, то условием нормального хода событий на рынке является их тесное взаимодействие в части формирования графика нагрузки и использования данных измерений. Рынок должен быть секционирован по времени, чтобы иметь не менее двух секторов: один из них, позволяющий фиксировать долгосрочные позиции участников; второй - позволяющий оператору рынка скорректировать график нагрузки и финансовые позиции достаточно близко к моменту реального времени. Формы надзора за функционированием рынка должны обеспечить недискриминационность доступа на рынок, ограничение власти отдельных участников на рынке, полноту предоставляемой участникам и внешним пользователям информации. Предприятие или оператор, использующие рыночную силу через установление дискриминационных правил, может подлежать регулированию и юридическим санкциям. Для эффективной реструктуризации необходимы как разумные организационные преобразования, так и правильные формы ценообразования. Наиболее эффективны рыночные инструменты, нацеленные на развитие системы. В то же время нельзя исключить возможности введения ограничений по стоимости услуг, обеспечивающих надежность работы системы. Будущие инвестиции могут быть обеспечены путем формирования отдельной ценовой ставки за мощность или даже рынка мощности. Однако введенные административным путем, такие меры могут не соответствовать требованиям рынка энергии и не отражать запросы потребителей в отношении энергоснабжения и ценового риска. Поэтому ставку следует делать на создание стимулов у потребителей и энергокомпаний. В целом рынки должны иметь возможность к совершенствованию через внесение поправок в правила функционирования, так как даже наиболее успешные подвергаются злоупотреблениям и воздействию внешних факторов. 7. Литература 1) Дьяконов Е.И., Каневская Е.В., Огарь В.П. и др. Реформы в мировой электроэнергетике. //Вестник ФЭК России, №№1-2, 1999. 2) European Electricity Systems in Transition. A comparative Analysis of Policy and Regulation in Western Europe. Edited by A. Midttun.// Elsevier Science Ltd, UK, 1997. 3) Electricity reform abroad and U.S. Investment. //Energy Information Administration, September 1997. 4) ОМ EL and the electricity market in 2000. Annual report. 5) Final report for Component 1 (Market and Industry Structure). Thailand Power Pool & ESI reform Study. NERA, 2000. 6) Udi Helman, FERC. Market Design and Performance of the Northeasten ISO Markets. 7) Changing Structure of the Electric Power Industry 2000: An Update, Chapter 7. Energy Information Administration, USA Department of Energy, October 2000. 8) Argentine Wholesale Electricity Market Annual Report.. CAMMESA, 2001. 9) Annual Report Market ISO New England, August 2001. 10) The New Electricity Trading Arrangements, Office of Gas and Electricity Markets, July 1999. 11) Less electricity liberalisation is better for you? Lessons from California and the UK. //Energy Economist 235, May 2001. 12) Preventing Market Failures on the Road to Competition. Analysis & Recommendations of the Electricity Consumers & Recommendations of the Electricity Consumers Resource Council // The Electricity Consumers Resource Council, May 2001. 13) William J. Museler, President NY ISO. New York's Summer Outlook. May 2001. Вывоз мусора санитарных и утилизация отходов Три направления энергосбержения. Одобрено постановление совета министров республики беларусь 10 августа 2000 г. Журнал. Новая страница 1. Внедрение нового отопительного оборудования как вариант энергосбережения. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
