Южная Африка выплачивает производителям возобновляемой энергии сотни миллионов рандов за то, что они прекращают генерацию, при этом в действующих правилах электроснабжения отсутствует регулирование порядка возмещения этих средств или определения того, кто несет финансовую ответственность.
Согласно энергорегулятору Nersa, система, предназначенная для управления переходом страны к конкурентному оптовому рынку электроэнергии, полностью игнорирует вопрос компенсации за ограничение выработки (curtailment).
Ограничение выработки — это команда ветровой или солнечной электростанции прекратить производство энергии, поскольку система не способна принять весь объем выработки. Поскольку соглашения о покупке электроэнергии Южной Африки компенсируют производителям энергию, которую они готовы были поставить, любая такая команда влечет за собой определенные расходы.
Национальная передающая компания Южной Африки (NTCSA) сообщила 24 июля, что требования о компенсации за ограничение выработки, находящиеся на стадии проверки и урегулирования, снизились с примерно 2 миллиардов рандов в середине июня до 1,5 миллиарда рандов, и компания планирует завершить выплату одобренных требований к концу августа, хотя не уточнила, выполнит ли этот срок.
В настоящее время Nersa вынесла на общественное обсуждение проект переходной структуры ценообразования и контракта на генерацию, которая призвана управлять переходом к конкурентному рынку. Именно в этой структуре должны решаться вопросы оплаты генераторов в период перехода, однако компенсация за ограничение выработки в ней отсутствует.
Глава отдела коммуникаций Nersa, Чарльз Хлебела, заявил, что данная структура «не устанавливает отдельный механизм дневного ценообразования электроэнергии и не предписывает методологию для возмещения затрат на компенсацию ограничения выработки». Он отметил, что временные периоды использования учитываются только при разработке последующих договоренностей, где хеджированные объемы могут распределяться между пиковыми, стандартными и непиковыми периодами и рассчитываться на основе цен на рынке на день вперед. Это является механизмом хеджирования, а не политикой ценообразования.
Нормативная база отстает от темпов развития
Хлебела подчеркнул, что «компенсация за ограничение выработки не рассматривается в текущей переходной структуре ценообразования и контракта на генерацию». Следовательно, любая методология для определения или возмещения компенсации, связанной с ограничением генерации, должна быть реализована через соответствующий инструмент рынка, торговли, системной эксплуатации или тарифа, а не выведена из положений контракта на генерацию.
Проще говоря, средства поступают, но нормативно-правовая база не успевает за этим процессом. Ранее, в июле, TechCentral сообщал, что непогашенная задолженность достигла 2 миллиардов рандов, из-за чего некоторые производители сталкивались с дефицитом доходов около 9%.
Обсуждение структуры контракта на генерацию завершилось 4 августа. Кроме того, Nersa сообщила, что не получила никаких заявок, предложений или даже неофициальных обращений относительно переклассификации дневных часов из стандартных в непиковые. Этот механизм обсуждается как способ поглощения избыточной солнечной энергии Южной Африки вместо ее отключения, как сообщало News24 в прошлом месяце.
NTCSA и Ассоциация фотоэлектрической промышленности Южной Африки (Sapvia) заявили в конце июля, что они сотрудничают над «формированием спроса в течение дня, включая механизмы оптового рынка и сигналы цен, стимулирующие потребление электроэнергии в дневное время». Проще говоря, цель состоит в том, чтобы дать потребителям причину использовать энергию, когда солнце светит наиболее ярко, чтобы солнечные фермы не приходилось ограничивать.
Рабочий план существует всего около пяти недель, и ожидание подачи тарифной заявки в столь короткие сроки маловероятно, однако это означает, что идея ценообразования пока остается предметом обсуждения между оператором и отраслевой организацией, без одобрения тарифов регулятором.
На вопрос об этом Nersa указала на изменения, которые уже утвердила. Хлебела сообщил, что в августе 2024 года Nersa получила официальное предложение от Eskom через заявку на розничный тарифный план о внесении изменений в распределение периодов использования времени. Eskom предложил сократить утренний пиковый период с трех часов до двух, одновременно увеличив вечерний пиковый период с двух до трех часов (с 17:00 до 20:00). Кроме того, Eskom предложил ввести стандартные часы в воскресенье вечером, с 17:00 до 19:00 зимой и с 18:00 до 20:00 летом.
Эти корректировки Nersa утвердила в феврале 2025 года, по словам Хлебелы, «чтобы лучше соответствовать требованиям системы и потребностям клиентов». Однако это решение лишь изменило границы пиковых периодов; оно не переклассифицировало середину дня, которая по-прежнему тарифицируется по стандартной ставке в тарифах использования времени Eskom — изменение, которое сейчас обсуждается Sapvia и NTCSA.
Причины роста задолженности
Sapvia отметила, что количество команд на ограничение солнечной выработки выросло с примерно 100 в месяц в начале этого года до более чем 1000 в месяц, что представляет собой увеличение более чем в десять раз и перегрузило процесс обработки претензий NTCSA.
NTCSA теперь выплачивает 100% предполагаемой суммы претензии авансом, используя операционные данные напрямую из систем SCADA систем системного оператора, а затем проводит проверку. По данным NTCSA, она администрирует соглашения о покупке электроэнергии для 117 проектов мощностью 10,1 ГВт и ежегодно выплачивает независимым производителям электроэнергии около 45 миллиардов рандов.
Основная причина кроется в угольной энергетике. Угольные установки Eskom не способны быстро наращивать или снижать мощность, поэтому они вынуждены оставаться включенными на минимально стабильном уровне в середине дня, чтобы гарантировать мощность для утренних и вечерних пиков, когда солнечная энергия недоступна. Сначала корректируются гидро- и насосные накопители. Ограничение работы возобновляемых производителей является последним инструментом балансировки, доступным системному оператору.
Генеральный директор Sapvia, Ретабиле Меламу, в июле заявил, что более быстрая оплата «устраняет симптом», а структурное решение требует «хранения в масштабе, сигналов рынка, поощряющих потребление в дневное время, и сети, спроектированной с учетом фактического энергетического баланса».
