Статья опубликована в журнале «Энерго-Info» №6 Октябрь 2018, PDF версия (0.7 MB).

Оглавление раздела

3. Анализ цены рынка на сутки вперед
3.1. Задача анализа
3.2. Решение задачи анализа цены
3.2.1. Определение факторов, влияющих на равновесную цену
3.2.2. Выделение наиболее значимых факторов
3.3. Результаты анализа равновесной цены
3.3.1. Европейская ценовая зона
3.3.2. Сибирская ценовая зона
3.3.3. Еженедельный комментарий аналитиков Thomson Reuters
Заключение

3. Анализ цены рынка на сутки вперед

3.1. Задача анализа

Анализ цен рынка на сутки вперед оптового рынка электроэнергии требует решения двух задач.

Первая задача (задача 1) заключается в поиске ответа на вопрос: почему значение цены электроэнергии в узле именно такое? Для ответа на этот вопрос требуется разложить значение узловой цены на составляющие. Один из подходов к решению данной задачи на основе метода декомпозиции узловых цен предложен в работе [15]. Для декомпозиции узловых цен необходимо иметь значения всех параметров спроса и предложения, полученных по итогам конкурентного отбора заявок на рынок на сутки вперед (п. 2.4). К сожалению, такая декомпозиция невозможна для участников рынка по причине недоступности большинства исходных данных.

Поскольку участники рынка не могут решить задачу 1, обычно решают вторую задачу (задача 2), которая заключается в поиске ответа на вопрос: что стало основной причиной роста или снижения цены в узле, группе узлов или равновесной цены за период (час, сутки) по сравнению с предыдущим периодом? Для решения задачи 2 требуется:

1. определить факторы, влияющие на цены (п. 3.2.1);
2. выделить наиболее значимые из них (п. 3.2.2).

3.2. Решение задачи анализа цены

Решение задачи анализа равновесной цены выполнено аналитиками Thomson Reuters в рамках разработки информационно-аналитического программного продукта Eikon «Энергетический рынок России». Данный программный продукт осуществляет

• анализ цен на электроэнергию на оптовом рынке,
• прогнозирование температуры воздуха, спроса, цены на электроэнергию и др.

В качестве исходных данных программный продукт использует результаты торгов, опубликованные на сайтах Администратора торговой системы и Системного оператора. Дополнительно используются данные международных провайдеров прогнозов погоды, например, Европейского центра среднесрочного прогнозирования погоды (European Centre for Medium-Range Weather Forecasts), Глобальной системы прогнозирования (Global Forecast System) и др.

Программный продукт «Энергетический рынок России» состоит из следующих подсистем:

1. подсистема сбора и обработки исходных данных;
2. подсистема автоматических вычислений, необходимых для анализа цен на электроэнергию и прогнозирования температуры окружающей среды, спроса, цены на электроэнергию и др.;
3. подсистема обмена файлами с исходными данными и результатами вычислений (прогнозами) в автоматическом режиме при помощи протокола FTP (данная подсистема доступна по подписке, software as a service);
4. подсистема отображения результатов вычислений в виде графиков и таблиц (подсистема также доступна по подписке).

Последняя подсистема предоставляет пользователю набор электронных страниц, содержащих графики и таблицы с наиболее актуальными результатами торгов и прогнозами температуры воздуха, спроса, цены на электроэнергию и др.

Аналогичные информационно-аналитические продукты созданы специалистами Thomson Reuters для рынков континентальной Европы, Скандинавии, Великобритании, Турции, США, Бразилии, Австралии.

Далее рассмотрим решение задачи анализа равновесной цены при помощи продукта «Энергетический рынок России».

3.2.1. Определение факторов, влияющих на равновесную цену

Полный спрос на электроэнергию состоит из потребительского спроса и потерь. Далее полный спрос называем просто спросом. Для анализа равновесной цены в балансе спроса и предложения выделены пять составляющих (рис. 8):

1. потребительский спрос,
2. потери,
3. остребованная рынком ценопринимающая часть предложения (гидро-, атомные, солнечные, ветровые, тепловые станции),
4. востребованная рынком ценовая часть предложения (тепловые станции),
5. чистый импорт (разность импорта и экспорта).

Вычисление значений указанных составляющих спроса и предложения на рынке на сутки вперед выполняется соответствующей подсистемой для каждого часа суток в автоматическом режиме ежедневно. Далее в автоматическом режиме вычисляются средние значения каждой составляющей для суток, недели, месяца, квартала.

Потребительский спрос. Величина потребительского спроса доступна на сайте Администратора торговой системы и не требует дополнительной обработки.

Потери. Объем потерь по ценовой зоне зависит от потребительского спроса. Для определения указанной зависимости используем суточные значения нагрузочных потерь по регионам, доступные на сайте Администратора торговой системы, и суточные значения потребительского спроса по ценовой зоне. На основании полученной зависимости определяем часовые значения потерь по ценовым зонам.

Востребованная рынком ценопринимающая часть предложения. Значения востребованного рынком ценопринимающего предложения (далее ценопринимания) для гидроэлектростанций (ГЭС) и атомных электростанций (АЭС) по ценовым зонам доступны в отчетах Администратора торговой системы и дополнительной обработки не требуют. Ценопринимание возобновляемых источников энергии (ВИЭ) определяем как суммарное ценопринимание по всем генераторам, отнесенным к ВИЭ в каждой ценовой зоне. Ценопринимание тепловых станций (ТЭС) вычисляем как сумму двух компонент:

1. минимальный предел регулирования всех ТЭС по ценовой зоне, значения которого доступны на сайте Администратора торговой системы;
2. объем ценопринимания сверх минимального предела регулирования, вычисляемый на основании отчета Администратора торговой системы, содержащего значения кривых спроса и предложения для каждого часа.

Востребованная рынком ценовая часть предложения. Значения указанной составляющей вычисляем как разность между полным востребованным предложением (торговым графиком) всех ТЭС и их суммарным ценоприниманием.

Чистый импорт. Величину чистого импорта вычисляем как разность суммарного востребованного предложения генераторов и спроса (рис. 8). Отметим, что объем чистого импорта учитывают в конкурентном отборе заявок рынка на сутки вперед как ценопринимающий (п. 2.4).

Составляющие спроса и предложения с разбивкой по типам генераторов являются основными факторами, влияющими на равновесную цену, т. е. изменение равновесной цены является следствием совокупных изменений указанных факторов ***. Анализ изменений этих факторов позволяет аналитикам Thomson Reuters и пользователям программного продукта «Энергетический рынок России» ответить на вопрос, почему равновесная цена изменилась.

*** Влияние сетевых ограничений на изменение равновесной цены в статье не рассматриваем [15].

Напомним, что ценопринимающие объемы спроса и предложения доминируют на рынке электроэнергии России (п. 2.2, 2.3). Если из объема ценопринимающего спроса вычесть объем востребованного ценопринимающего предложения и чистый импорт, то получим объем востребованного рынком ценового предложения ТЭС, который определяет равновесную цену (рис. 8). В связи с этим анализ равновесной цены следует выполнять в следующей последовательности:

1. анализ ценопринимающих составляющих спроса и предложения;
2. оценка объема востребованного рынком ценового предложения ТЭС.

3.2.2. Выделение наиболее значимых факторов

Наиболее значимыми факторами называем те, изменения значений которых в текущий и предыдущий период выше, чем у других факторов. Перечень наиболее значимых факторов зависит от периода анализа. Данный перечень определяют аналитики Thomson Reuters и пользователи программного продукта «Энергетический рынок России» в процессе решения задачи анализа цены рынка на сутки вперед. Примеры решения задачи анализа равновесной цены при помощи продукта «Энергетический рынок России» приведены в п. 3.3.1, 3.3.2.

3.3. Результаты анализа равновесной цены

3.3.1. Европейская ценовая зона

На рис. 9, 10 представлены примеры графиков, полученных с помощью программного продукта «Энергетический рынок России». Графики содержат средние месячные значения факторов, влияющих на равновесную цену, а также разность их значений между текущим и предыдущим месяцем за период с июля 2017 по июнь 2018 для Европейской ценовой зоны. Значения факторов за апрель и май 2018 года вынесены в таблицу 5.

Таблица 5. Значения факторов за апрель, май 2018

Из таблицы 5 видно, что равновесная цена в Европейской ценовой зоне в мае 2018 года составила 1118 руб./МВт·ч. Цена оказалась ниже цены апреля 2018 на 77 руб./МВт·ч. Таким образом, в данном примере задача анализа равновесной цены состоит в поиске ответа на вопрос: почему цена в мае 2018 снизилась по сравнению с апрелем 2018?

Анализ ценопринимающих составляющих спроса и предложения. Спрос в мае составил 78,7 ГВт·ч, что ниже, чем в апреле, на 8,5 ГВт·ч. Составляющие ценопринимающего предложения изменились следующим образом:

• ценопринимание ГЭС выросло на 1,7 ГВт·ч;
• ценопринимание АЭС выросло на 2,0 ГВт·ч;
• ценопринимание ТЭС сократилось на 9,7 ГВт·ч.

Значения чистого импорта, потерь и выработки ВИЭ существенно не изменились.

Оценка объема востребованного рынком ценового предложения ТЭС. Изменение совокупного ценопринимания спроса и предложения привело к изменению объема востребованного рынком ценового предложения ТЭС: данный объем снизился с 7,4 ГВт·ч в апреле 2018 до 4,9 ГВт·ч в мае 2018. Снижение за месяц составило 2,5 ГВт·ч.

Итого. Видим, что цена в мае 2018 года ниже цены апреля 2018 года в связи с тем, что в рассматриваемый период спрос снижался быстрее, чем ценопринимающее предложение. В результате, объем востребованного рынком ценового предложения ТЭС сократился на 2,5 ГВт·ч. Это привело к снижению равновесной цены на 77 руб./МВт·ч (рис. 11). Наиболее значимыми факторами, повлиявшими на изменение равновесной цены в данном примере, являются: ценопринимание ТЭС, востребованное ценовое предложение ТЭС и спрос.

Прокомментируем снижение ценопринимания ТЭС на 9,7 ГВт·ч. В данном случае снижение выработки электроэнергии тепловыми станциями связано, главным образом, с сокращением выработки ТЭЦ. Выработка электроэнергии ТЭЦ зависит от выработки тепла той же ТЭЦ, которая зависит от температуры окружающей среды: чем холоднее на улице, тем больше и тепла, и электроэнергии вырабатывает ТЭЦ, и наоборот. Обычно в Европейской зоне в апреле заканчивается отопительный сезон, что приводит к резкому снижению тепловой нагрузки на ТЭЦ. Как следствие, среднечасовое значение выработки электроэнергии ТЭЦ сокращается: в мае 2018 выработка электроэнергии ТЭЦ составила 20,1 ГВт·ч, в то время как в апреле 2018 она была 28,2 ГВт·ч (снижение 8,1 ГВт·ч).

3.3.2. Сибирская ценовая зона

На рис. 12, 13 представлены примеры графиков, полученных с помощью программного продукта «Энергетический рынок России». Графики содержат средние суточные значения основных факторов, влияющих на равновесную цену электроэнергии, а также разность значений этих факторов в текущие и предыдущие сутки за период с 13 по 20 июня 2018. Значения факторов за 18 и 19 июня 2018 года вынесены в таблицу 6.

Таблица 6. Значения основных факторов за 18, 19 июня 2018

Из таблицы 6 видно, что в Сибирской ценовой зоне 19 июня 2018 равновесная цена составила 721 руб./МВт·ч, в то время как днем ранее она составляла 827 руб./МВт·ч. Задача анализа равновесной цены состоит в поиске ответа на вопрос: почему 19 июня равновесная цена снизилась на 106 руб./МВт·ч по сравнению с 18 июня?

Анализ ценопринимающих составляющих спроса и предложения. Проанализируем изменения ценопринимающих составляющих 19 июня по сравнению с 18 июня:

• спрос практически не изменился и составил 20,05 ГВт·ч;
• ценопринимание ТЭС снизилось с 6,59 ГВт·ч до 6,52 ГВт·ч;
• ценопринимание ГЭС выросло с 13,13 ГВт·ч до 13,57 ГВт·ч;
• величина чистого импорта снизилась с 0,19 ГВт·ч до -0,08 ГВт·ч (18 июня ценовая зона импортировала электроэнергию, а 19 июня – экспортировала);
• ценопринимание ВИЭ и потери существенно не изменились.

Оценка объема востребованного рынком ценового предложения ТЭС. Данный объем снизился с 0,42 ГВт·ч до 0,27 ГВт·ч в результате воздействия рассмотренных выше изменений ценопринимающих факторов.

Итого. Видим, что цена 19 июня 2018 снизилась по сравнению с 18 июня 2018 года в связи с ростом ценопринимающего предложения ГЭС, которое не было компенсировано в достаточной мере изменением чистого импорта в условиях стабильного спроса. Наиболее значимыми факторами, повлиявшими на снижение цены в данном примере, оказались: ценопринимание ГЭС, чистый импорт, востребованное ценовое предложение ТЭС.

3.3.3. Еженедельный комментарий аналитиков Thomson Reuters

Каждый понедельник **** аналитики Thomson Reuters публикуют результаты анализа равновесной цены за прошедшую неделю в виде текстового комментария, доступного пользователям программного продукта «Энергетический рынок России». Анализ выполняется аналогично приведенным выше примерам, то есть аналитик отвечает на вопросы: насколько и почему изменилась равновесная цена в каждой ценовой зоне за прошедшую неделю?

**** В течение 2017 и 2018 года.

Кроме анализа равновесной цены указанный комментарий содержит обсуждение результатов наиболее актуальных прогнозов температуры окружающей среды, спроса, выработки ТЭЦ и равновесной цены с понедельника по воскресенье.

Заключение

Две основные особенности отличают электроэнергию от других видов товаров: во-первых, в момент потребления электроэнергии мы не знаем точные затраты на ее производство; во-вторых, логистика электроэнергии подчиняется законам электротехники.

Следствием данных особенностей электроэнергии является устройство рынка электроэнергии, при котором существует специальная организация, покупающая всю электроэнергию у генерирующих компаний и продающая ее компаниям, потребляющим электроэнергию. В России такая организация называется Администратор торговой системы.

В России функционирует как оптовый рынок электроэнергии, так и оптовый рынок мощности. Это означает, что генерирующие компании при работе на оптовом рынке разделяют свои затраты на переменные и постоянные. Переменные затраты учитываются генерирующими компаниями при торговле на рынке электроэнергии, постоянные – на рынке мощности.

Торговля на оптовом рынке электроэнергии состоит из трех этапов: долгосрочный (до нескольких лет вперед), краткосрочный (на сутки вперед), ультракраткосрочный (внутри текущих суток). Для участников оптового рынка электроэнергии процесс торговли, главным образом, состоит в формировании и подаче Администратору торговой системы своих планов по выработке или потреблению электроэнергии (заявок). Администратор торговой системы осуществляет конкурентный отбор полученных заявок участников рынка и определяет оптовые цены на электроэнергию.

Основными являются две следующие задачи анализа оптовых цен на электроэнергию. Задача 1 состоит в поиске ответа на вопрос: почему значение цены на электроэнергию именно такое? Решение данной задачи невозможно для участников рынка по причине закрытости большинства исходных данных. Задача 2 заключается в поиске ответа на другой вопрос: что стало основной причиной роста или снижения цены за анализируемый период времени по сравнению с предыдущим периодом?

Решение второй задачи выполнено аналитиками Thomson Reuters в рамках разработки программного продукта «Энергетический рынок России». Для решения данной задачи определены факторы, влияющие на оптовые цены на электроэнергию; показано, каким образом следует выделять наиболее значимые из них для анализируемого периода. В работе приведены два примера решения задачи анализа оптовых цен на электроэнергию при помощи указанного программного продукта.

Раздел 1. Рынок электроэнергии
Раздел 2. Торговля электроэнергией
Раздел 3. Анализ цены рынка на сутки вперед
Список литературы