CC BY
3
ЭФФЕКТ ЦЕНОВОГО КАННИБАЛИЗМА ПРИ ДЕКАРБОНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ПРИМЕРЕ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
АЛИКИН Руслан Олегович, [email protected], аспирант, младший научный сотрудник Института энергетических исследований РАН, Москва, Россия
ORCID: 0000-0003-0210-8296; Scopus Author ID: 57212555462
Глобальные инициативы по борьбе с изменениями климата, в которых Россия принимает участие, подразумевают декарбонизацию национальной экономики. Наиболее перспективным сектором экономики, с точки зрения технологической реализуемости снижения выбросов парниковых газов, является электроэнергетика. В России наиболее эффективным безуглеродным источником энергии можно назвать атомные электростанции (АЭС). Из-за маржинального ценообразования на оптовом рынке электроэнергии России интенсивный рост АЭС в структуре производства может привести к снижению спотовой (почасовой) цены на «рынке на сутки вперед» (РСВ). Это обусловлено тем, что новые АЭС будут замещать более дорогие газовые и угольные электростанции, замыкающие баланс и формирующие цену. Снижение спотовой цены негативно скажется на окупаемости последующих реализуемых проектов безуглеродной энергетики. В статье исследуется данный эффект «ценового каннибализма» применительно к российской электроэнергетике. Рассмотрено несколько сценариев расширения мощностей АЭС и проанализированы ценовые последствия их реализации. Представленные количественные экономические и энергетические оценки получены с помощью оригинального модельного инструментария для коммерческой диспетчеризации генерирующих мощностей, имитирующего механизм ценообразования на спотовом рынке электроэнергии.
Ключевые слова: моделирование, декарбонизация, атомная электростанция, спотовый рынок, цена электроэнергии, ценовой каннибализм
DOI: 10.47711/2076-3182-2024-2-124-142
Введение. Декарбонизация энергетики выходит на первый план в долгосрочных стратегиях низкоуглеродной трансформации экономики стран-участниц Парижского соглашения1, включая Россию. Так, в Климатической доктрине РФ обозначена долгосрочная цель по достижению углеродной нейтральности к 2060 году2. При этом в рамках Стратегии развития страны до 2050 года с низким уровнем выбросов парниковых газов правительство РФ планирует существенное увеличение мощностей безуглеродной электрогенерации5 [1].
Большинство развитых и крупных развивающихся стран планируют значительно увеличить доли безуглеродных технологий в электробалансе. Согласно отчету Международного энергетического агентства (МЭА), объём производства электроэнергии безуглеродыми источниками энергии увеличился в 6,5 раз с 1973 года, а их доля выросла с 24% до 37%4.
При этом в мире основным трендом в декарбонизации электроэнергетики является развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на базе ветровой и солнечной энергии. Так, согласно сценарию Net Zero международного энергетического агентства для достижения углеродной нейтральности установленная мощность возобновляемой энергетики (включая ГЭС, но без АЭС) должна вырасти в 3,8 раза: с 2707 ГВт в 2019 до 10293 ГВт в 2030; при этом установленная мощность АЭС всего на 25%: с 415 до 515 ГВт5.
Правительство РФ оказывает ограниченный объем поддержки проектам ветроэнергетики и солнечной энергетики. Доля ВИЭ-электростанций составляет около 2% от общей установленной мощности и менее 1% от объема произведенной
1 Paris Agreement, in Proceedings ofthe UN Climate Change Conference (COP21), 2015. Режим доступа: https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_english_pdf (дата обращения: 10.10.2024).
2 Указ президента Российской Федерации № 812 «Об утверждении климатической доктрины Российской Федерации», Режим доступа: https://www.consultant.ru/document/cons_ doc_LAW_460556/(дата обращения: 10.10.2024).
3 Распоряжение Правительства РФ от 29.10.2021 № 3052-р «Об утверждении стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года». Режим доступа: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_ LA WJ99657/f62ee45faefd8e2ctlld6d88941 ac66824f848bc2/ (дата обращения: 10.10.2024).
4 IEA, Key World Energy Statistics, 2021 Режим доступа: https://www.iea.org/reports/key-world-energy-statistics-2021. (дата обращения: 10.10.2024).
5 IEA, Net Zero by 2050, A Roadmap for the Global Energy Sector, 2021. Режим доступа: https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050. (дата обращения: 10.10.2024).
электроэнергии6. К 2050 году заметный экономически обоснованный (то есть не требующих значимой государственной поддержки) рост доли ветровой и солнечной энергетики ожидается лишь в сценариях интенсивной декарбонизации, например, при введении высокой платы за выбросы СО2 [2, 3].
В России масштабное развитие возобновляемой энергетики осложняется как географическими и климатическими факторами, так и относительно низкой стоимостью органического топлива. Кроме того, все более значимое влияние оказывает и технологическое лидерство страны в ядерной энергетике [4], наличие компетенций и производственной базы для массового строительства атомных электростанций (АЭС) при относительно невысоких показателях удельных капиталовложений (в 2-3 раза ниже, чем в развитых странах).
На данный момент в рамках Единой энергосистемы (ЕЭС) России безуглеродные источники энергии, включая гидроэлектростанции (ГЭС) и АЭС, составляют около 36% установленной мощности, обеспечивая 37%7 произведенной электроэнергии. При этом доля АЭС составляет почти 12% в установленной мощности и около 20% в производстве электроэнергии. В настоящее время целевым показателей для ядерной энергетики является увеличение вклада в производство электроэнергии до 25% к 2045 году8.
С увеличением использования безуглеродных источников энергии и объемов электрификации у потребителей возникает необходимость в адаптации энергосистем к возрастающему дисбалансу между меняющимися суточными профилями потребления электроэнергии и режимами ее генерации, которые под влиянием ВИЭ становятся все более стохастическими [5].
Помимо проблем, связанных с «гибкостью» энергосистемы [6], т.е. расширением ее возможностей адаптироваться к растущему рассогласованию режимов производства и потребления
6 Системный оператор, Отчет о функционировании ЕЭС России в 2023 году. Режим доступа: https://www. so-ups. ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2024/ups_rep2023.pdf (дата обращения: 10.10.2024).
7 Системный оператор ЕЭС России, 2024. Режим доступа: https://www.so-ups.ru/function-ing/ups/ups2024/ (дата обращения: 10.10.2024).
8 Департамент коммуникаций Электроэнергетического дивизиона Госкорпорации «Роса-том». Режим доступа: https://www.rosatom.ru/journalist/news/rosatom-dosrochno-vypolnil-gosudarstvennoe-zadanie-po-vyrabotke-elektroenergii/ (дата обращения: 10.10.2024).
электроэнергии, увеличение доли безуглеродных источников оказывает существенное влияние на конкурентное ценообразование. Так, снижение спотовой цены из-за расширения безуглеродных мощностей уже оказывает существенное влияние на энергетические рынки Европы [7], ухудшая условия окупаемости новых проектов и не позволяя существенно снижать объемы господдержки программ по декарбонизации электроэнергетики.
Ввиду планов по расширению доли безуглеродных источников электроэнергии в электробалансе России исследование значимости этого фактора применительно к российской электроэнергетике представляется крайне актуальным, так как позволяет более точно оценить экономические последствия долгосрочных решений по поддержке тех или иных энерготехнологий.
Постановка задачи. Интенсивное развитие безуглеродной генерации с разными внутригодовыми режимами использования мощности существенно меняет профиль кривой предложения [8] и уровни равновесных цен на спотовом рынке вплоть до нулевых или отрицательных значений в отдельные часы, когда предложение электроэнергии существенно превышает текущий спрос на нее [7].
В России спотовый рынок электроэнергии называется «рынок на сутки вперед» (РСВ). В основе его работы лежит почасовая оптимизация состава загружаемых генерирующих мощностей по краткосрочным переменным затратам, основную часть которых составляют затраты на топливо. Так формируется кривая оптимального предложения электроэнергии. Цена электроэнергии на каждый час определяется переменными (топливными) затратами электростанции, замыкающей баланс спроса и предложения в каждом узле энергосистемы (см. рис. 1).
Безуглеродные электростанции принимаются в баланс спото-вого рынка электроэнергии в приоритетном порядке из-за несопоставимо более низких переменных затрат, по сути, не участвуя в конкуренции с тепловыми электростанциями (ТЭС). На РСВ такой «ценопринимающий» сегмент достаточно велик из-за большой доли ГЭС и АЭС в структуре генерирующих мощностей. При введении дополнительных мощностей АЭС, ВЭС, ГЭС или СЭС системный оператор отдаст им приоритет выработки, вследствие чего наиболее дорогие из ТЭС, замыкающие баланс
и формирующие цену, будут замещены, сдвигая вправо кривую предложения электроэнергии (см. рис. 1).
Спрос I наРСВ I
Начальная равновесная цена
._1
Цена при вводе АЭС
Начальный объем АЭС
___J
I I
---V I I
____I
Дополнительный | ввод АЭС
____I
I
Объем МВт
Рис. 1. Влияние вводов безуглеродных технологий на спотовую цену электроэнергии
Источник: составлено автором на основе [9].
Изменение условий почасового баланса спроса и предложения электроэнергии приведет к изменению его основной экономической характеристики - равновесной цены, которая будет определяться переменными затратами уже другого, более дешевого поставщика, замыкающего баланс при новых условиях. Переход к новой точке рыночного равновесия снизит спотовую цену и негативно скажется на окупаемости реализуемых и планируемых в будущем проектов.
Этот эффект наглядно проявляется в энергосистемах Европы [7], где доля ВИЭ-электростанций является одной из самых высоких в мире.
Как показало исследование [9], прослеживается четкая взаимосвязь между снижением цены и приростом доли низкоуглеродных
источников энергии. Феномен, когда каждая новая введенная единица мощности ухудшает ценовые условия для следующих мощностей, получил название эффекта «ценового каннибализма» [10].
В современных условиях окупаемость и возврат инвестиций в проектах безуглеродной генерации только частично осуществляется за счет выручки на спотовом рынке, остальная же часть обеспечивается дополнительными механизмами поддержки [11]. В России такая поддержка обеспечивается через механизм договоров о предоставлении мощности (ДПМ) за счет специальных тарифов на мощность.
В отсутствие доступных проектных данных минимально необходимая цена окупаемости проектов может быть оценена по уровню удельных дисконтированных затрат на производство электроэнергии (levelized cost of electricity, LCOE). При снижении спотовой цены электроэнергии, для обеспечения экономической эффективности и достижения цены окупаемости, доля платежа за мощность в выручке безуглеродных технологий должна быть увеличена (рис. 2). Таким образом, реализация той или иной программы развития АЭС или ВИЭ-электростанций сопровождается снижением спотовой цены и объемов дополнительной тарифной поддержки для этих проектов [9].
В данной статье феномен «ценового каннибализма» исследован применительно к условиям функционирования ЕЭС России. При этом в качестве «возмущающего» фактора рассмотрен дополнительный рост мощностей АЭС.
Зарубежные исследования. Многие европейские страны, активно продвигающие развитие возобновляемой энергетики, уже столкнулись с эффектом «ценового каннибализма». Такие страны как Великобритания, Германия или Дания допускают отрицательное ценообразование на своих энергетических рынках [12]. Благодаря этому, из-за избыточного предложения энергии от мощностей ВЭС и СЭС, цены могут упасть ниже нуля. Например, 20 марта 2022 года в Германии и Люксембурге цены на спотовом рынке были отрицательными более шести часов подряд, достигнув на пике -19,04 евро/МВтч [7].
Такие аномальные цены указывают на серьезную разбалан-сировку классической модели конкурентного рынка при увеличении предложения безуглеродных источников с нулевыми или
крайне низкими переменными затратами. Тем не менее, растущий уровень амбиций в области внедрения ВИЭ9, как для ЕС в целом, так и для отдельных государств Европы, остается ключевым трендом европейской энергетической политики. При этом, учитывая снижение стоимости внедрения возобновляемых источников энергии, правительства стремятся снизить объемы субсидирования новых мощностей ВИЭ в пользу финансирования новых проектов за счет частного сектора, рассчитывая на то, что более дешевые проекты уже смогут окупаться полностью за счет рыночных цен.
руб/кВтч 5 -,
4 -
3 -
2 -
1 -
0
LCOE АЭС в базовых условиях LCOE АЭС при снижении спотовой цены
Рис. 2. Взаимосвязь снижения спотовых цен и объемов тарифной поддержки АЭС: Н цена на спотовом рынке в первой ЦЗ; □ необходимый тариф на мощность
Источник: составлено автором на основе10.
В исследовании [10] было рассмотрено, совместимы ли амбициозные цели стран ЕС по внедрению безуглеродных источников энергии (в первую очередь ВЭС и СЭС) и планы их финансирования за счет частного сектора.
9 IEA, Renewables 2021, Analysis and forecasts to 2026, 2021 Режим доступа: https://www.iea.org/ reports/renewables-2021. (дата обращения 10.10.2024)
10 Государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», Приказ об утверждении Единых отраслевых методологических указаний по определению показателя LCOE и предельной стоимости сооружения АЭС в России, обеспечивающей конкурентоспособный уровень показателя LCOE, 2021, Режим доступа: https://rosatom.ru/upload/iblock/449/ 44963cd819482cdee5f4f365a092e449.PDF (дата обращения 10.10.2024)
Чтобы оценить влияние расширения мощностей ВИЭ на цены в Германии, Франции, Испании и Великобритании, была использована долгосрочная панъевропейская модель прогнозирования стоимости мощности (ICIS Power Horizon). Эти страны имеют крупнейшие национальные энергосистемы в Европе, причем в последние годы существенно нарастили мощности ВИЭ. При этом выбранные энергосистемы обладают разнообразной структурой генерации и существенными различиями в подходах к поддержке ВИЭ.
Решающими факторами, определяющими силу «ценового каннибализма», являются структура производства электроэнергии в каждой стране и предельные издержки электростанций, которые и формируют цены в конкретные часы.
Исходя из предположений об изменении структуры генерирующей мощности, изложенных в [10], в Испании к 2030 году ожидается массовый переизбыток выработки на ВЭС и СЭС. Средняя нагрузка в Испании вырастет с 21,8 ГВт в 2019 году до 23,7 ГВт в 2030 году, в то время как совокупная мощность СЭС и ВЭС увеличится c 32,2 ГВт до 87,1 ГВт. В результате, в течение 650 часов в 2030 году (примерно 8% времени) электроэнергии от СЭС будет достаточно, чтобы полностью покрыть спрос на электроэнергию. Как следствие, ожидается значительный сдвиг в распределении почасовых цен: если в 2019 году для 91% от общего количества часов спотовая цена составляла от 40 евро/МВтч до 100 евро/МВтч, то к 2030 году цены будут ниже 40 евро/МВтч в течение 43% от общего количества часов. Испания находится в уникальном положении относительно других рассмотренных стран. Влияние дополнительных мощностей ВИЭ опустит спотовую цену ниже средней цены окупаемости (LCOE) только к 2028 году. Это означает, что первая волна строящихся в настоящее время и уже построенных несубсидируемых проектов, скорее всего, будет безубыточной в течение срока их службы, но последующие не субсидируемые проекты, вводящиеся с середины 2020-х годов, могут оказаться убыточными без дополнительных мер поддержки.
Аналогичную тенденцию можно наблюдать и во Франции. Из-за значительного увеличения мощностей ВИЭ, ГЭС и АЭС безуглеродные источники все чаще будут формировать спотовые цены. Коэффициенты использования установленной мощности
(КИУМ) для газовых мощностей снизятся с 32% в 2019 году до 14,6% в 2030 году, что потенциально может привести к убыточности и закрытию/консервации газовых установок. Ожидается, что первоначально во Франции спотовые цены будут превышать цены окупаемости СЭС и ВЭС, однако значительное увеличение мощности СЭС в течение нынешнего десятилетия создаст существенное давление на спотовые цены, и к концу 2020-х годов выручка даже от самых эффективных проектов будет существенно ниже запланированных затрат.
Результаты моделирования показывают гораздо меньший сдвиг в ценах в Великобритании [10]. Отчасти это связано с отсутствием значительной доли ГЭС и АЭС, а также с тем фактом, что электрогенерация на ископаемом топливе с высокими предельными издержками продолжит формировать цены в большинстве рассмотренных часов. Спотовая цена и LCOE безуглеродных источников энергии будут меняться в противоположных направлениях в течение 2020-х годов, что приведет к постепенному увеличению прибыльности проектов без субсидий. Однако, среди несубсидируемых проектов только самые экономически эффективные смогут стать прибыльными в начале 2020-х годов, также ожидается, что в период с 2025 по 2030 годы цены на спо-товом рынке будут значительно выше предполагаемого уровня окупаемости проектов ВЭС и СЭС.
В Германии ожидается первоначальное повышение спотовых цен из-за влияния поэтапного отказа от угля и ядерной энергетики, а также роста углеродного налога одновременно со снижением уровня затрат в проектах ВЭС и СЭС. В результате спото-вая цена в середине 2020-х годов будет значительно выше среднего значения цены окупаемости этих проектов. Однако к концу 2020-х годов снижение спотовых цен приведет к тому, что прибыльной останется только небольшая часть проектов ВИЭ с наименьшими затратами.
Исследование [10] показало, что спотовая цена в периоды наибольшей выработки СЭС или ВЭС снижается с увеличением их мощности. Это также означает, что страны с наибольшим уровнем роста мощности ВИЭ более всего подвержены эффекту «ценового каннибализма». К 2030 году в Германии, Франции и Испании цена отпуска энергии для СЭС и ВЭС упадет ниже значений
LCOE соответствующих технологий. Такой результат предполагает, что странам, планирующим достичь поставленных целей, придется в той или иной форме продолжить субсидирование новых мощностей на протяжении текущего десятилетия.
Исключением является Великобритания, которая уже отменила субсидии для ВЭС и СЭС, а также имеет достаточно консервативные планы по увеличению объёмов безуглеродных мощностей и более высокие цены на электроэнергию по сравнению с другими рассмотренными странами. Благодаря этим факторам эффект «ценового каннибализма» будет снижен, что приведет к улучшению перспектив достижения экономической эффективности несубсидируемых проектов ВИЭ до 2030 года.
Полученные в исследовании [10] результаты свидетельствуют о потенциальной несовместимости между высокими амбициями по вводу ВИЭ-электростанций и обеспечением условий их рыночной окупаемости, а значит, и возможностью полагаться на частный сектор в области финансирования. Несубси-дируемые проекты, доходы которых зависят исключительно от выручки на спотовом рынке, могут оказаться неспособными возместить свои затраты по мере увеличения доли ВИЭ в структуре электробаланса.
Методы и инструменты. Математическое моделирование широко применяется в научных исследованиях для анализа сложных явлений и систем, а также для облегчения принятия решений в условиях неопределенности. Системы энергетики являются одной из традиционных сфер применения различных методов моделирования.
Энергетическое планирование предполагает использование экономико-математических методов (прежде всего, оптимизационных) и соответствующего программного обеспечения для исследования развития и функционирования энергетических систем. Результаты энергетического моделирования незаменимы для количественного обоснования стратегических решений при разработке и реализации энергетических политик и программ, в том числе в контексте низкоуглеродной перестройки экономики и энергетики.
Решение задач, связанных с влиянием растущей доли безуглеродных электростанций на конкурентные рынки электроэнергии, требует специального модельного инструментария,
который имитирует процесс коммерческой диспетчеризации мощностей и отвечает ряду общих требований [13]:
1. Возможность совместного моделирования функционирования различных сегментов энергосистемы (генерации, потребления, межсистемных перетоков энергии и др.);
2. Достаточно высокий уровень технологической и временной детализации для объективного моделирования режимов работы различных технологий энергетики и их взаимодействия при балансировании в энергосистеме;
3. Достаточный горизонт моделирования, минимум в год, для того, чтобы учесть внутригодовые (сезонные, недельные, суточные и проч.) неравномерности в графиках нагрузки потребителей и возможностях загрузки мощности разных типов электростанций;
4. Возможность поиска экономически оптимального решения и анализа ценовых последствий.
Последнее требование является особенно важным для того, чтобы предлагаемые решения были обоснованы как с технической, так и с экономической точки зрения. Применение линейных моделей коммерческой диспетчеризации с минимизацией затрат на производство электроэнергии позволяет исследовать изменение профиля спотовой цены на основе решения двойственной задачи линейного программирования. Теневые цены балансовых уравнений, формируемые в двойственной задаче, отражают краткосрочные маржинальные затраты - стоимость производства дополнительного МВтч электроэнергии сверх заданного спроса, то есть спото-вую цену. Исследование влияния изменений структуры генерирующих мощностей на значения теневых цен балансовых уравнений позволит оценить ценовые последствия реализуемого сценария.
В мировой практике существует большой спектр инструментов [14, 15], моделирующих балансовую ситуацию на часовых и еще более коротких интервалах, начиная от простых имитационных моделей визуализации сценариев функционирования энергосистемы (например, NREL System Evaluation Tool, ESST) и заканчивая оптимизационными моделями для оперативного планирования работы энергосистемы различной степени сложности (IRENA FlexTool, PLEXOS).
Более простые инструменты могут быть использованы для предварительной оценки увеличения ресурсов «гибкости» работы
энергосистемы (например, повышения маневренности оборудования или увеличения емкости накопителей электроэнергии). При этом они не позволяют получить столь же быструю оценку ценовых последствий. Более сложные оптимизационные модели могут применяться для полномасштабных исследований низкоуглеродной трансформации энергосистем, в том числе их экономической составляющей (определение совокупных затрат, необходимой выручки и влияния на профиль спотовых цен).
В ИНЭИ РАН с участием автора была разработана «Модель комплексной коммерческой оптимизации» (МОККО) [16] - программный комплекс, который обеспечивает компьютерную реализацию оптимизационной задачи по распределению почасовой загрузки электрогенерирующих мощностей, моделируя процесс коммерческой диспетчеризации в энергосистеме в рамках следующего цикла вычислений:
1. Предварительные вычисления, связанные с обработкой и верификацией исходной информации о производственных и экономических показателях моделируемых производственных объектов;
2. Формирование в базе данных структуры матрицы оптимизационной задачи линейного программирования (ЛП-задача) в виде системы переменных и уравнений задачи, исходя из задаваемых пользователем условий;
3. Преобразование сформированной в базе данных матрицы ЛП-задачи в текстовый файл заданной структуры, используемый внешней программой - оптимизатором;
4. Запуск внешней программы-решателя (оптимизатора) с задаваемыми пользователем параметрами;
5. Преобразование результатов оптимизационных расчетов из формата выходного текстового файла программы-решателя в формат, удобный для дальнейшего анализа с использованием внешних инструментов (MS Excel).
Программа позволяет пользователю с помощью ограниченного числа специальных команд определять экономически оптимальный режим работы моделируемых объектов электроэнергетики, задавать уровень их агрегирования для представления в виде переменных ЛП-задачи, устанавливать взаимосвязи между ними, а также задавать ограничения на условия их функционирования
в виде системы уравнений. Почасовые спотовые цены электроэнергии определяются как оценки двойственной ЛП-задачи.
При помощи модели МОККО было проведено исследование чувствительности спотовых цен на электроэнергию к увеличению мощностей АЭС на примере первой ценовой зоны (ЦЗ) ЕЭС России.
При этом в каждой ОЭС первой ЦЗ мощности отдельных действующих электростанций были агрегированы в технологии (по типу потребляемого топлива и параметрам оборудования -до 22 штук плюс технология накопления энергии на гидроакку-мулирующих станциях, ГАЭС). Удельные расходы топлива для технологий тепловых электростанций (ТЭС) и его цены варьировались в зависимости от ОЭС. Всего моделировалось 6 ОЭС (5 в первой ЦЗ и ОЭС Сибири), между ОЭС задавались ограничения по допустимым перетокам мощности. Параметры энергосистемы (мощности, профиль нагрузки) моделировалась по состоянию на 2020-й год. Данные по спросу и графики потребления получены с сайта АТС11, структура генерирующей мощности с сайта Системного оператора12. Графики выработки ВИЭ составлены по данным Атласа ресурсов возобновляемой энергии на территории России15. Плановые ремонты ТЭС, ГЭС и АЭС рассчитаны на основе действующих нормативов. Цены топлива приняты по данным Федеральной антимонопольной службы. Удельные расходы топлива для технологий ТЭС получены на основе данных Росстата.
Было рассмотрено пять сценариев функционирования ЕЭС России, в каждом из которых установленная мощность последовательно прирастала двумя крупными блоками АЭС (на 2,5 ГВт); при этом новые мощности распределялись по ОЭС пропорционально уже существующим мощностям АЭС.
Результаты. Изменения в структуре электрогенерирующих мощностей и среднегодовых коэффициентов их использования
11 Администратор торговой системы. Режим доступа: https://www.atsenergo.ru/results/rsv/ oes (дата обращения 10.10.2024)
12 Системный оператор ЕЭС России, Информация, подлежащая раскрытию в 2024 году. Режим доступа: https://www.so-ups.ru/functioning/tech-disc/tech-disc2024/ (дата обращения 10.10.2024).
13 Атлас ресурсов возобновляемой энергии на территории России, РХТУ им. Д.И. Менделеева,
2015. Режим доступа: https://publications.hse.ru/books/201688738 (дата обращения 10.10.2024).
в электробалансе (КИУМ), полученные при сценарном моделировании, представлены в таблице 1. При расчете среднегодового КИУМ проведено агрегирование оптимальных почасовых значений используемой мощности каждой из технологий. Изменение КИУМ тепловых электростанций, а также растущие масштабы использования накопителей, позволяют получить интегральную характеристику необходимого повышения уровня «гибкости» энергосистемы при увеличении доли АЭС (аналогичные расчеты могут быть выполнены для исследования влияния ВЭС или СЭС, где также учитываются потенциальные объемы ограничений их работы из-за избыточности электробаланса). В таблице 1 приведены изменения годовых объемов выбросов СО2 - ключевой характеристики уровня декарбонизации при производстве электроэнергии.
Таблица 1
Характеристики функционирования ЕЭС России в заданных сценариях
Сценарии
1 2 3 4 5
Дополнительная мощность АЭС ГВт 0,0 2,5 5,0 7,5 10,0
Доля АЭС в структуре мощности, %
Первая ЦЗ в целом 16,1 17,3 18,4 19,4 20,5
ОЭС Юга 15,7 16,8 17,9 18,9 20,0
ОЭС Урала 2,8 3,0 3,2 3,3 3,5
ОЭС Средней Волги 14,8 15,9 16,9 17,9 18,9
ОЭС Северо-Запада 20,9 22,3 23,7 24,9 26,2
ОЭС Центра 28,6 30,3 31,9 33,4 34,9
КИУМ ТЭС, %
Первая ЦЗ в целом 43,5 42,2 40,9 39,6 38,3
ОЭС Юга 33,9 30,8 27,7 25,1 22,7
ОЭС Урала 55,1 54,5 53,9 52,9 51,6
ОЭС Средней Волги 32,6 32,4 32,2 31,8 31,5
ОЭС Северо-Запада 37,5 36,9 34,1 31,5 28,5
ОЭС Центра 35,0 32,1 29,4 27,3 25,8
Изменение годовых выбросов С02, 0,0 -2,9 -6,0 -9,1 -12,3
в % относительно сценария 1
Источник: составлено автором на основе расчетов на модели МОККО
По данным, приведенным в таблице 1, можно отследить то, как интенсивно дополнительные мощности АЭС вытесняют из электробаланса более дорогие (по переменным затратам) мощности ТЭС, уменьшая их КИУМ и смещая кривую предложения
энергии вправо (см. рис. 1). Параметрическое изменение объемов дополнительной мощности АЭС с равномерным шагом в 2,5 ГВт приводит к линейным тенденциям в снижении КИУМ ТЭС и выбросов СО2 (которые определяются сокращением потребления топлива на ТЭС).
Полученные оценки ценовых последствий показывают (таблица 2), что также близко к линейному тренду снижаются как значения целевой функции модели (общая сумма затрат на производство электроэнергии), так и средневзвешенные за год спо-товые цены электроэнергии.
Таблица 2
Результаты анализа ценовых последствий в сценариях увеличения мощности АЭС
Сценарии
1 2 3 4 5
Дополнительная мощность АЭС ГВт 0,0 2,5 5,0 7,5 10,0
Спотовая цена электроэнергии, руб./МВтч
Первая ЦЗ в целом 1321,6 1294,1 1260,8 1226,8 1187,0
ОЭС Юга 1385,3 1353,8 1322,8 1278,8 1227,6
ОЭС Урала 1208,2 1195,1 1177,4 1162,3 1146,9
ОЭС Средней Волги 1319,2 1281,9 1242,4 1213,4 1175,5
ОЭС Северо-Запада 1359,0 1325,2 1281,1 1238,7 1186,9
ОЭС Центра 1398,7 1364,8 1321,3 1272,7 1216,6
Изменение спотовой цены, в % относительно сценария 1
Первая ЦЗ в целом 0,0 -2,1 -4,8 -7,7 -11,3
ОЭС Юга 0,0 -2,3 -4,7 -8,3 -12,8
ОЭС Урала 0,0 -1,1 -2,6 -3,9 -5,3
ОЭС Средней Волги 0,0 -2,9 -6,2 -8,7 -12,2
ОЭС Северо-Запада 0,0 -2,6 -6,1 -9,7 -14,5
ОЭС Центра 0,0 -2,5 -5,9 -9,9 -15,0
Изменение годовых затрат на произ- 0,0 -2,9 -5,8 -8,5 -11,1
водство электроэнергии, в % отно-
сительно сценария 1
Источник: составлено автором на основе расчетов на модели МОККО
Однако спотовая цена снижается неравномерно в отдельных ОЭС. В целом по ЦЗ при увеличении установленной мощности АЭС на 10 ГВт спотовые цены будут на 11,3% ниже, чем в сценарии 1. Наибольшее снижение спотовых цен ожидается в ОЭС Центра и Северо-запада - на 15% и 14,5% относительно сценария 1. Эти ОЭС характеризуются наиболее высокими ценами топлива и высокой долей атомной энергетики в структуре мощностей. Таким образом, вклад дополнительных мощностей
АЭС будет оказывать наиболее сильное влияние на цену. Наименьшие изменения наблюдаются в ОЭС Урала, где цена снизится на 5,3%. При этом в ОЭС Урала доля АЭС в структуре мощностей минимальная, а также заметно более низкие цены топлива. Сглаживающим ценовые различия фактором являются перетоки мощности между ОЭС, однако их влияние ограничено из-за сравнительно небольшой (относительно объемов производства в отдельных ОЭС) пропускной способности.
Влияние снижающейся спотовой цены на условия окупаемости новых проектов (в данном случае - АЭС), как было отмечено выше, можно оценить путем сопоставления ее значения и LC0E технологии. Расчет LC0E для новых АЭС (с реакторами ВВЭР-ТОИ) был выполнен на базе методики9, с учетом налоговой составляющей затрат, а полученное значение составляет 4880 руб./МВтч. Показатель рассчитан в реальном выражении при ставке дисконтирования 8% и удельной стоимости строительства АЭС, исходя из обсуждаемого значения «типового» проекта 186 тыс. руб./кВт (в ценах 2021 года), с индексацией к ценам начала 2023 года. Таким образом, доля требуемой выручки АЭС, не покрываемая на РСВ в первой ЦЗ в сценарии 1, составляет 3558 руб./МВтч или около 73%.
При введении в сценарии 2 дополнительных 2,5 ГВт установленной мощности АЭС, в первой ЦЗ спотовая цена снизится на 27,5 руб./МВтч, что потребует соответствующего увеличения оплаты за мощность (на 0,7% в сравнении со сценарием 1). Дополнительные затраты на обеспечение окупаемости 2,5 ГВт новых АЭС составят около 488 млн руб. в год (при среднем КИУМ АЭС 81%). Таким образом, для каждого введенного 1 ГВт АЭС потребуется дополнительно около 195 млн руб. в год. При введении в сценарии 5 дополнительно 10 ГВт АЭС цена снизится уже на 134,6 руб./МВт ч, а ее вклад в LC0E снизится на 3,8%. Дополнительный объем оплаты мощности для окупаемости 10 ГВт новых АЭС составит 9,6 млрд руб. или 957 млн руб. на 1 ГВт.
Таким образом эффект «ценового каннибализма» оказывает существенное влияние на структуру выручки и требуемые условия окупаемости АЭС в условиях классического спотового конкурентного рынка.
Заключение. Все более значимую роль в национальных стратегиях развития экономики играют эколого-климатические соображения, стимулирующие переход к низкоуглеродной технологической структуре электроэнергетики. Интеграция больших объемов безгулеродных источников энергии, таких как АЭС, ГЭС, ВЭС и СЭС, может привести к снижению спотовых цен электроэнергии и, как следствие, к ухудшению окупаемости энергетических проектов в условиях конкурентного рынка. Этот эффект определяется как «ценовой каннибализм».
Для исследования этой проблемы применяются специальные оптимизационные модели коммерческой диспетчеризации, как правило, с подробной внутригодовой (почасовой) детализацией балансов мощности и экономическим критерием оптимизации. При использовании линейных оптимизационных моделей решение двойственной задачи позволяет исследовать изменения в профиле спотовой цены электроэнергии.
Выполненный с помощью линейной оптимизационной модели анализ функционирования ЕЭС России показал, что внедрение достаточно больших мощностей АЭС может заметно понизить уровень спотовых цен и, как следствие, потребовать расширения внерыночных механизмов компенсации вложений в безуглеродные источники.
Список литературы
1. Новак А.В. Российский ТЭК 2022: вызовы, итоги и перспективы // Энергетическая политика. 2023. Режим доступа: https://energypolicy.ru/rossijskij-tek-2022-vyzovy-itogi-i-perspektivy/business/2023/12/13/ (дата обращения: 10. 10.2024).
2. Шигина А.В., Хоршев А.А. Изменение структуры технологий в энергетике России под воздействием углеродного регулирования //Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2024. - Т.26. № 4. - С. 100-114. - D0I:10.30724/1998-9903-2024-26-4-100-114
3. Шигина А.В., Хоршев А.А. Плата за углерод как game changer для структуры технологий в энергетике России /// Энергетическая политика. - 2024. - № 1(192). - С. 78-89. -DOI10.46920/2409-5516_2024_1192_78
4. Адамов А.В., Каширский А.А. Значение новой технологической платформы для ядерной энергетики России // Энергетическая политика. 2024. Режим доступа: https://ener-gypolicy.ru/znachenie-novoj-tehnologicheskoj-platformy-dlya-yadernoj-energetiki-rossii/en-ergetika/2024/14/17/ (дата обращения: 10.10.2024).
5. Филиппов С.П., Дильман М.Д., Возобновляемая энергетика: Системные эффекты // 12-я международная конференция «Управление развитием крупномасштабных систем» (Москва, 01-03 октября 2019 года). С. 558-567.
6. Воропай Н.И. Направления и проблемы трансформации электроэнергетических систем // Электричество. - 2020. - № 7. - С. 12-21. D0I:10.24160/0013-5380-2020-7-12-21
7. Pexapark, The Cannibalization Effect: Behind the Renewables' Silent Risk. Режим доступа: https://pexapark.com/blog/cannibalization-effect-renewables/ (дата обращения: 10.10.2024).
8. Веселов Ф.В., Хоршев А.А., Ерохина И.В., Аликин Р.О. Экономические вызовы для угольных электростанций в России и мире // Электрические станции. — 2019. — № 3(1052). — С. 2-8.
9. Веселов Ф.В., Ерохина И.В., Никулина Е.А., Моделирование ценовых последствий на конкурентном рынке электроэнергии в России интенсивном развитии неуглеродных электростанций // 13-я международная конференция «Управление развитием крупномасштабных систем» (Москва, 28—30 сентября 2020 года). С. 156-164.
10. Jones M., Rothenberg F., ICIS The renewable cannibalisation problem: Why full merchant will become increasingly challenging, 2019. Режим доступа: https://sdgresources.relx.com/ sites/defaultfiles/renewable-cannibalisation-white-paper.pdf (дата обращения: 10.10.2024).
11. Алхасов А.Б., Аликеримова Т.Д., Ниналалов С.А., Программа предоставления мощности как средство стимулирования и поддержки возобновляемых источников энергии в России. //Региональные проблемы преобразования экономики. — 2022. — № 7. — DOI 10.26726/1812-7096-2021-7-37-45
12. Tirez A., Jaquet L., Loquet K., Study on the occurrence and impact of negative prices in the day-ahead market, For the Commission for Electricity and Gas Regulation, 2023. Режим доступа: https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf (дата обращения: 10.10.2024).
13. R.O. Alikin, Resource modelling to provide the "Flexibility" of the power system in its low carbon redevelopment, to be published in Proceedings of the 4th international conference "Energy system research", September 11—15, Irkutsk, Russia, 2023. Режим доступа: https://www.re-searchgate. net/publication/376452580_Resource_modeling_to_provide_the_flexibility_of_the_ power_system_in_its_low-carbon_redevelopment (дата обращения: 10.10.2024).
14. Gils H.G., Gardian H., KittelM., Schill W., Zerrahn A., Murmann A., Launer J., Fehlerf A., Gaumnitz F., Ouwerkerk J., Bufiar C., Mikurda J., Torralba-Diaz L., Janfien T., Krugerl C., Modeling flexibility in energy systems — comparison ofpower sector models based on simplified test cases //Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 158, April 2022. Режим доступа: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032121012582 (дата обращения: 10.10.2024).
15. Lechl M., Furmann T., Meer H., Weidlich A., A review of models for energy system flexibility requirements and potentials using the new FLEXBLOX taxonomy // Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 184, September 2023. Режим доступа: https://www.sci-encedirect.com/science/article/abs/pii/S1364032123004276 (дата обращения: 10.10.2024).
16. Аликин Р.О., Люшнин Л.С., Городилов М.А., Модель комплексной коммерческой оптимизации энергосистем «МОККО» // Энергетика и энергосбережение: теория и практика. Сборник материалов VIII Международной научно-практической конференции в рамках Десятилетия науки и технологий в Российской Федерации. Кемерово, 2024. КузГТУ. Режим доступа: https://science.kuzstu.ru/wp-content/Events/Conference/energ/2023/energ/pages/Articles/ 204.pdf (дата обращения: 10.10.2024).
Для цитирования: Аликин Р.О. Эффект ценового каннибализма при декарбонизации электроэнергетики на примере атомных электростанций // Научные труды. Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН. 2024. № 2. С. 124-142. Б01: 10.47711/2076-3182-2024-2-124-142.
Summary
THE EFFECT OF PRICE CANNIBALIZATION IN THE DECARBONIZATION OF THE ELECTRIC POWER INDUSTRY ON THE EXAMPLE OF NUCLEAR POWER PLANTS
ALIKIN Ruslan O., [email protected], Graduate Student, Junior Researcher, Institute of Scientific Research of the Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia, ORCID: 0000-0003-0210-8296, Scopus Author ID: 57212555462
Abstract. Global initiatives to combat climate change, in which Russia participates, imply the decarbonization of the national economy. The most promising sector of the economy, in terms of the technological feasibility of reducing greenhouse gas emissions, is the electric power industry. In Russia, nuclear power plants (NPP) can be called the most efficient carbon-free energy source. Due to marginal pricing in the wholesale electricity market of Russia, the intensive growth of nuclear power plants in the production structure may lead to a decrease in the spot (hourly) price in the "market for the day ahead" (RSV). This is due to the fact that new nuclear power plants will replace more expensive gas and coal-fired power plants, which close the balance and form the price. A decrease in the spot price will have a negative impact on the payback of subsequent carbon-free energy projects. The article examines this effect of "price cannibalization" in relation to the Russian electric power industry. Several scenarios of NPP capacity expansion were considered and the price consequences of their implementation were analyzed. The presented quantitative economic and energy estimates were obtained using an original model toolkit for commercial dispatching of generating capacities, simulating the pricing mechanism in the spot electricity market.
Keywords: modeling, decarbonization, nuclear power plant, spot market, electricity price, price cannibalization
For citation: Alikin R. O. The Effect of Price Cannibalization in the Decarbonization of the Electric Power Industry on the Example of Nuclear Power Plants // Scientific works: Institute of Economic Forecasting of the Russian Academy of Sciences. 2024. No. 2. Pp. 124-142. DOI: 10.47711/2076-3182-2024-2-124-142
