5. ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ)
Предыдущая глава Содержание Следующая глава
5.1. Организация оптового рынка в 2005 году
5.2. Функционирование оптового рынка в 2005 году
5.3. Дальнейшие шаги по реформированию оптового рынка Электрической энергии (мощности)
5.1. Организация оптового рынка в 2005 году
Особенности переходной модели оптового рынка электроэнергии (мощности)
В 2005 г. в России действовала модель оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода (ОРЭМ), запущенная в конце 2003 г.1 для отладки институциональной и технологической инфраструктуры оптового рынка, апробации отдельных элементов и механизмов свободного ценообразования на оптовом рынке, подготовки участников рынка к работе в условиях конкуренции.
Услуги по организации оптовой торговли электрической энергией на ОРЭМ в соответствии со ст. 33 федерального закона «Об электроэнергетике» предоставляет НП «АТС» (см. разд. 1).
Первоначально модель оптового рынка электроэнергии переходного периода действовала в одной ценовой зоне, охватывающей субъекты рынка на территории объединенных энергосистем Европейской части РФ и Урала (Европейская ценовая зона). В мае 2005 г. постановлением Правительства РФ к ценовой зоне ОРЭМ была отнесена и территория ОЭС Сибири, что привело к появлению второй ценовой зоны (Сибирская ценовая зона).
Модель ОРЭМ (рынок «5-15») переходного периода предполагает одновременное функционирование регулируемого сектора (РС), где торговля ведется по установленным государством тарифам, и сектора свободной торговли (ССТ), где цена формируется на основе спроса и предложения участников оптового рынка электроэнергии. Участие в секторе свободной торговли является добровольным.
В секторе свободной торговли осуществлялась оптовая торговля частью объемов электрической энергии в форме заключения и исполнения двусторонних договоров купли/продажи и в форме отбора ценовых заявок покупателей и продавцов по свободным (нерегулируемым) ценам.
В регулируемом секторе осуществлялась оптовая торговля остальными (не купленными в ССТ) объемами электрической энергии и купля/продажа всей генерирующей мощности по тарифам, утверждаемым государством.
В рамках регулируемого сектора также осуществлялась купля/продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии по утвержденным тарифам (сектор отклонений). C 20 октября 2005 г. сектор отклонений был заменен балансирующим рынком.
Основными особенностями модели ОРЭМ переходного периода в Европейской ценовой зоне являются следующие:
- каждый производитель может предложить по свободным ценам до 15% от установленной мощности ТЭС и АЭС, а также не более 15% плановой выработки ГЭС. Каждый покупатель имеет право подать заявку на покупку в секторе свободной торговли до 30% заявленного им собственного планового почасового потребления электроэнергии;
- производителям гарантирована продажа по регулируемым тарифам не менее 85% объема электроэнергии, запланированного для него Системным оператором в предварительном диспетчерском графике нагрузки (ПДГ). Покупателям гарантировано, что весь не купленный в секторе свободной торговли планируемый объем потребления они покупают по установленному тарифу в регулируемом секторе (или на розничном рынке);
- цена электроэнергии в секторе свободной торговли определяется на основе нерегулируемых ценовых заявок2 участников рынка путем уравновешивания спроса и предложения;
-
в рамках ССТ покупателям и поставщикам разрешено заключать прямые двусторонние договоры с использованием договорных цен на электроэнергию;
- продажа остальной электроэнергии осуществляется по государственным тарифам в регулируемом секторе оптового рынка электроэнергии.
Работа ОРЭМ переходного периода в Сибирской ценовой зоне осуществлялась по тем же принципам, однако в связи с особенностями функционирования объединенной энергосистемы Сибири (и прежде всего в связи с высокой долей ГЭС в структуре производства электроэнергии) правила функционирования сектора свободной торговли в Сибири имеют свои особенности – покупка электроэнергии для покупателей в Сибири ограничена 15% планового почасового объема потребления электроэнергии, а продажа лимитирована 5% установленной мощности для ТЭС и 2% плановой выработки для ГЭС.
Поставщики/покупатели электроэнергии (мощности) ОРЭМ, работающие в составе ОЭС Востока и изолированных районов, не участвовали в работе ССТ и продавали/покупали электроэнергию только по регулируемым тарифам.
События, оказавшие наибольшее влияние на ОРЭМ в 2005 году
Важнейшими событиями, повлиявшими на оптовый рынок электроэнергии в 2005 г., явились:
- запуск во 2 квартале торгов электроэнергией в секторе свободной торговли Сибирской ценовой зоны;
- запуск в 4 квартале балансирующего рынка – обновленной модели сектора отклонений;
- продолжение в течение всего года планового процесса разделения АО-энерго по видам деятельности
(см. разд.1). Процесс реструктуризации АО-энерго повлиял на оптовый рынок особенно сильно, т. к. непосредственно в момент юридического разделения субъекты, выходящие из состава АО-энерго, не могли участвовать в торгах, что не только привело к изменению объемов продаваемой и покупаемой электроэнергии и к изменению складывающихся на рынке цен, но и повлияло на стратегии остальных участников рынка.
Участники ОРЭМ
Участниками регулируемого сектора являются поставщики (генерирующие компании и организации, осуществляющие экспорт/импорт электроэнергии) и покупатели электрической энергии и мощности (энергосбытовые организации, крупные потребители электроэнергии и организации, осуществляющие экспорт/ импорт электроэнергии), получившие статус субъектов оптового рынка электроэнергии (мощности). Тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), продаваемую/покупаемую в регулируемом секторе оптового рынка (с учетом сектора отклонений), устанавливаются ФСТ РФ. Администратор торговой системы ведет реестр участников регулируемого сектора и участников ССТ.
Участниками ССТ являются организации (поставщики и покупатели электрической энергии), присоединившиеся к торговой системе оптового рынка электроэнергии. В течение 2005 г. договоры о присоединении к торговой системе оптового рынка подписали 97 участников. Таким образом, за год количество участников, получивших право работать на ОРЭМ, достигло 229 (см.рис. 5.1.1). В 2005 г. в работе сектора свободной торговли участвовало 130 субъектов, среди которых было 70 покупателей, 30 продавцов и 30 субъектов, подававших заявки и на покупку, и на продажу электроэнергии. При этом из них дочерними и зависимыми обществами ОАО РАО «ЕЭС России» не являлись 49 участников.
Расширение состава участников оптового рынка произошло в силу различных причин, в частности, выхода в сектор свободной торговли участников Сибирской ценовой зоны и независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» крупных потребителей и энергосбытовых организаций. В последние месяцы года количество участников пополнилось за счет выделившихся из АО-энерго генерирующих компаний. Полный состав участников всех секторов оптового рынка электроэнергии приведен в Приложении П-5.1.
5.2. Функционирование оптового рынка в 2005 году
Объемы покупки электроэнергии (мощности) на ОРЭМ
Общий стоимостной объем покупки электроэнергии на оптовом рынке в 2005 г. составил 191,3 млрд. руб. с НДС. Покупка электроэнергии и мощности в регулируемом секторе составила 149,6 млрд. руб. с НДС или 78,2% от общего объема покупки (см. рис. 5.2.1), а покупка электроэнергии в секторе свободной торговли – 41,7 млрд. руб. с НДС (в т. ч. в Европейской зоне – 40,6 млрд. руб. с НДС, в Сибирской зоне – 1,1 млрд. руб. с НДС).
Функционирование ССТ в первой (Европейской) ценовой зоне ОРЭМ
Изменение доли ССТ
Сектор свободной торговли в первой ценовой зоне, объединяющей энергосистемы Европейской части России и Урала, успешно функционирует уже более двух лет. Ценовая зона охватывает пять объединенных энергосистем: ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, ОЭС Средней Волги, ОЭС Северного Кавказа и ОЭС Урала (см. разд. 2).
В 2005 г. доля электроэнергии, продаваемой в ССТ первой зоны, в общем объеме производимой электроэнергии в ценовой зоне устойчиво росла (см. рис. 5.2.2). Так, если в 2004 г. эта доля составляла 7,7%, то в 2005 г. она уже превысила 9,6%.
В начале года часть субъектов рынка (АО-энерго) проходила процедуру реорганизации (с образованием новых компаний по видам деятельности), и до переоформления договоров о присоединении к торговой системе оптового рынка не могла участвовать в торгах. В связи с этим первые два месяца 2005 г. доля ССТ в совокупном объеме производства электроэнергии в Европейской части России и на Урале была меньше, чем к концу года. В августе доля ССТ достигла максимальной величины — 11%, что обусловлено стратегиями работы на рынке ряда крупных участников.
Динамика объемов спроса и предложения электроэнергии в ССТ
Предложение электроэнергии в ССТ в течение всего года имело достаточно стабильный характер со снижением в выходные и праздничные дни (см. рис. 5.2.3). Некоторое снижение объемов наблюдалось в весенне-летний период, на который приходятся плановые ремонты оборудования. По сравнению с 2004 г. предложение выросло на 13,5% и составило 76,5 млн. МВт•ч.
Спрос на электроэнергию в ССТ в 2005 г. составил 97,1 млн. МВт•ч, что на 13,5% больше уровня спроса 2004 г. Спрос первые четыре месяца года значительно превышал предложение, но в мае объем спроса резко снизился и оставался таким до начала августа. В отдельные дни последней декады июля спрос был даже ниже предложения. Резкое снижение спроса было вызвано не только сезонным снижением потребления, но и снижением спроса в ОЭС Центра в связи с прохождением процедуры реорганизации ОАО «Мосэнерго» – крупного покупателя электроэнергии. Резкое повышение и колебания спроса в августе объясняются возвращением этого участника на рынок и нестабильностью его заявок. Колебания спроса в октябре – ноябре вызваны в основном нестабильностью спроса в ОЭС Урала, а в декабре резкие изменения спроса наблюдались еще и в ОЭС Северного Кавказа.
Индекс соотношения предложения и спроса, вычисляемый как отношение объема предложения к объему спроса на электроэнергию, по месяцам 2005 и 2004 гг. приведен в табл. 5.2.1.
Графики спроса и предложения, ранжированные по ценам в заявках, приведены на рис. 5.2.4.
Структура продажи электроэнергии в ССТ
В Европейской зоне ССТ основными поставщиками были атомные и тепловые электростанции. По сравнению с предыдущим годом в структуре поставки значительно возросла доля тепловых электростанций АОэнерго (с 19% в 2004 г. до 32% в 2005 г.). В частности, в ноябре и декабре доля тепловых станций региональных энергосистем достигла 40% (см. рис. 5.2.5).
В целом за год поставщиками было продано 64,95 млн. МВт•ч электроэнергии (рост на 23,9% относительно 2004 г.). Из них 33% продано атомными электростанциями, 23% – тепловыми электростанциями федерального уровня, 32% – тепловыми электростанциями АО-энерго, 8% – гидростанциями федерального уровня, 3% – гидростанциями АО-энерго, а 1% составляет импорт электроэнергии.
Покупка электроэнергии и динамика цен в ССТ
За период с 1 января по 31 декабря 2005 г. на торгах в ССТ было куплено 63,1 млн. МВт•ч.
Наибольший разрыв с ценами регулируемого сектора был отмечен, как и в 2004 г., в начале года (см. рис. 5.2.6). За год в секторе свободной торговли средняя цена сложилась на уровне 550,88 руб./МВт•ч, что примерно на 15 рублей ниже, чем цена в регулируемом секторе рынка (566,54 руб./МВт•ч в соответствии с плановым балансом электроэнергии и мощности, утверждаемым Федеральной службой по тарифам Российской Федерации).
В 2005 г. произошли два провала цены в августе и октябре. В конце июля – начале августа цена упала из-за нестабильных стратегий трех крупнейших участников ОЭС Северного Кавказа – ОАО «Ростовэнерго», ОАО «Кубаньэнерго» и ОАО «Волгоградэнергосбыт», отключением их от торговой системы с 30 июля по 2 августа в связи с финансовой неплатежеспособностью. В начале октября цена в целом по первой ценовой зоне снизилась после ухода с рынка двух крупных участников – ОАО «Колэнерго» и ОАО «Ленэнерго», вступивших в период реорганизации. В результате в момент их отсутствия на рынке объем предложения по ценоприниманию3 стал больше относительно объема спроса в целом по ОЭС Северо-Запада.
В течение всего года наибольшая доля покупки электроэнергии в секторе свободной торговли в первой ценовой зоне приходилась на покупателей, расположенных на территории объединенной энергосистемы Центра, а наименьшая — на покупателей ОЭС Северного Кавказа (см. рис. 5.2.7). Это связано как с потенциалом и структурой энергопотребления, так и с активностью участников этих регионов.
Большую заинтересованность проявляли участники Европейской зоны ССТ ОРЭМ в заключении двусторонних договоров. Если в прошлом году объем покупки по двусторонним договорам составил 2,5 млн. МВт•ч, или 5% от общего объема покупки в ССТ, то в 2005 г. этот показатель достиг 16,3 млн. МВт•ч, или 25,9% от общего объема покупки в ССТ.
Функционирование ССТ во второй (Сибирской) ценовой зоне ОРЭМ
Изменение доли ССТ
Первые торги в секторе свободной торговли ОРЭМ для второй ценовой зоны прошли 30 апреля 2005 г. Доля сектора свободной торговли по Сибирской зоне оставалась примерно на одном уровне в течение всего периода функционирования ССТ – с мая по декабрь 2005 г. (см. рис. 5.2.8).
Исключение составляет сентябрь, когда доля ССТ увеличилась до 5,4%, что связано с использованием специальных правил ОРЭМ для второй ценовой зоны во время паводковых режимов.
В целом по результатам торгов в ССТ участников Сибирской зоны доля сектора свободной торговли в совокупном объеме производства электроэнергии в этой зоне за период функционирования ССТ в Сибири составила в среднем 3%.
Динамика объемов спроса и предложения электроэнергии в ССТ
Правила функционирования сектора свободой торговли, действующие во второй ценовой зоне, обусловливают значительное превышение спроса над предложением.
На протяжении всего года предложение было стабильным за исключением периода с 21 августа до конца сентября 2005 г. В этот период действовал введенный Системным оператором в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода вынужденный режим работы гидроэлектростанций энергосистемы Сибири. При этом максимальный объем продажи
электроэнергии в секторе свободной торговли на период действия вынужденного режима Саяно-Шушенской ГЭС составлял 15% объёма ПДГ, запланированного СО. Соответственно для ГТП потребления покупателей Кузбасского региона, в отношении которых был также введен специальный режим, максимальный объем покупаемой электроэнергии в секторе свободной торговли был увеличен до 20% собственного планового почасового потребления. Такой режим заметно повлиял на объемы спроса и предложения (см. рис. 5.2.9) и соответственно на объемы покупки и продажи электроэнергии в этот период (см. рис. 5.2.11).
Индекс соотношения предложения и спроса (отношение объема предложения к объему спроса) по месяцам 2005 г. приведен в табл. 5.2.2.
Структура продажи электроэнергии в ССТ
В Сибирской зоне ССТ за 8 месяцев торгов поставщиками было продано 3,5 млн. МВт•ч электроэнергии. Большая часть объема продажи электроэнергии пришлась на тепловые электростанции АО-энерго (38%), а оставшийся объем распределился следующим образом: ТЭС федерального уровня – 15%, ГЭС федерального уровня – 27%, ГЭС АО-энерго – 20% (см. рис. 5.2.10).
Покупка электроэнергии и динамика цен в ССТ
За период с мая по декабрь 2005 г. в секторе свободной торговли второй ценовой зоны было куплено 2,79 млн. МВт•ч.
Средневзвешенная цена за время функционирования сектора свободной торговли в Сибири составила 353,58 руб./МВт•ч, что ориентировочно на 42 рубля ниже, чем цена в регулируемом секторе рынка (см. рис. 5.2.11). Рост цен в августе и в сентябре обусловлен выходом на рынок ОАО «Кузбассэнерго» с достаточно высоким тарифом регулируемого сектора, превышающим цену ССТ даже в этот период.
По Сибири доля двусторонних договоров за 8 месяцев 2005 г. составила 17,1% от общего объема покупки в ССТ ОРЭМ.
Регулируемый сектор ОРЭМ
Особенности регулируемого сектора
Регулируемый сектор ОРЭМ, по сути, не является рынком электроэнергии. Он представляет собой сферу купли/продажи электрической энергии (мощности) и услуг, осуществляемой его субъектами на регулируемых государствам условиях. ФСТ России устанавливает тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), продаваемую/покупаемую в регулируемом секторе оптового рынка (с учетом сектора отклонений).
Натуральные и стоимостные балансы регулируемого сектора ОРЭМ 4
Поставщиками электрической энергии (мощности) за 2005 г. было поставлено в регулируемом секторе ОРЭМ 261 370 млн. кВт•ч на сумму 156 668 млн. руб. с НДС по среднеотпускному тарифу 507,99 руб./МВт•ч (без НДС) (см. табл. 5.2.3 и 5.2.4).
Табл. 5.2.4. Стоимостной баланс регулируемого сектора ОРЭМ в 2005 году (млн. руб. с НДС)
Стоимостной небаланс регулируемого сектора
Накопленный стоимостной небаланс ОРЭМ с учетом прошлых лет по состоянию на 1.01.2005 был отрицательным (дефицит) и составил с учетом НДС 13185 млн. руб. Плановый стоимостной баланс 2005 г., рассчитанный без учета правил ОРЭМ по тарифам и объемам (балансам), утвержденным ФСТ России, предполагал наличие на ОРЭМ профицита в размере 3672 млн. руб. с учетом НДС.
На протяжении 2005 г. в первоначально рассчитанный стоимостной баланс оптового рынка вносились дополнительные коррективы, отражающие результаты влияния постановлений, принятых ФСТ России в 2005 г. по изменению объемов поставки/покупки и тарифов ряда субъектов рынка, что привело к росту дефицита на ОРЭМ на 141 млн. руб.
Кроме того, функционирование рынка по правилам ОРЭМ переходного периода привело к тому, что:
- поставка/покупка участниками ОРЭМ в секторе свободной торговли привели к снижению профицита, запланированного ФСТ России, на 3 972 млн. руб. ;
- почасовое планирование производства электроэнергии не позволило обеспечить стоимостной баланс ОРЭМ на уровне, запланированном ФСТ России (отклонение от планового баланса без учета влияния ССТ составило 8 117 млн. руб.).5
Ввиду раздельного учета по экспорту/импорту, фактических режимов и перечисленных выше факторов фактический стоимостной небаланс за 2005 г. увеличился на 9267 млн. руб. и на 1.01.06 составил 22452 млн. руб. (см. рис. 5.2.12).
Поставка электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе ОРЭМ
Структура поставки электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе ОРЭМ
По сравнению с 2004 г. поставка электроэнергии в натуральном выражении не изменилась, а в стоимостном выражении увеличилась на 15%. Поставка электроэнергии тепловыми электростанциями осталась на прежнем уровне, при этом стоимость товарной продукции данной группы поставщиков электроэнергии возросла на 17%. Отпуск электроэнергии с шин ГЭС уменьшился на 7%, а в стоимостной объем их продукции вырос на 22%. Увеличение выработки АЭС составило 3%, тогда как увеличение стоимости товарной продукции по данному виду поставщиков составило 14%. Поставка электроэнергии на ОРЭМ от избыточных АО-энерго снизилась на 13% в натуральном выражении и на 2% – в стоимостном.
Структура поставки электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе в 2005 г. представлена на рис. 5.2.13, а сравнительные показатели поставок в 2004– 2005 гг. – в табл. 5.2.5.
Фактические среднеотпускные тарифы по группам поставщиков электроэнергии (мощности) ОРЭМ
В 2005 г. средний тариф на электроэнергию, отпускаемую поставщиками в регулируемом секторе ОРЭМ, вырос на 15,2% по сравнению с уровнем 2004 г. (см. табл. 5.2.6). Наибольший рост среднего отпускного тарифа пришелся на ГЭС (31,5%). Снижение среднего тарифа на 35,8% было отмечено у группы региональных поставщиков, имеющих наиболее высокий уровень тарифов.
Покупка электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе ОРЭМ
Структура покупки электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе ОРЭМ
За 12 месяцев 2005 г. покупателям регулируемого сектора ОРЭМ было отпущено 252 759 млн. кВт•ч на общую сумму 149 621 млн. руб. с НДС, в том числе:
-
покупателям РФ — 236 615 млн. кВт•ч по среднему покупному тарифу 498,33 руб./МВт•ч (без НДС) на сумму 139 138 млн. руб. с НДС;
-
на экспорт — 16 144 млн. кВт•ч по среднему покупному тарифу 550,68 руб./МВт•ч (без НДС) на сумму 10 484 млн. руб. с НДС.
Структура покупки электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе в 2005 г. представлена на рис. 5.2.14.
Наибольший объем покупаемой электроэнергии в натуральном и стоимостном выражении приходится на ОЭС Центра, наименьший – на ОЭС Средней Волги и ОЭС Востока. В ОЭС Сибири из-за больших объемов потребления дешевой гидроэнергии доли этой объединенной энергосистемы в общем объеме покупки электроэнергии (мощности) в регулируемом секторе ОРЭМ в натуральном и стоимостном выражении заметно различаются (17 и 9% соответственно).
Фактические средние покупные тарифы для покупателей электроэнергии (мощности) ОРЭМ
В 2005 г. средний тариф на электроэнергию, покупаемую в регулируемом секторе ОРЭМ, вырос на 11,1% по сравнению с уровнем 2004 г. (см. табл.5.2.7). Наибольший рост среднего покупного тарифа произошел в ОЭС Северо-Запада (21%), наименьший рост – в ОЭС Урала (3,6%). Наиболее дешевой электроэнергия (мощность) для покупателей регулируемого сектора ОРЭМ была в ОЭС Сибири (266,6 руб./МВт•ч без НДС).
Сектор отклонений и балансирующий рынок
Сектор отклонений
До середины октября 2005 г. в рамках регулируемого сектора ОРЭМ использовалась исходная модель сектора отклонений, а начиная с 20 октября 2005 г. была запущена обновленная модель сектора отклонений — балансирующий рынок (БР).
В секторе отклонений осуществлялся расчет стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участниками оптового рынка от объемов их планового почасового производства (потребления)6. Эти дополнительные финансовые обязательства по оплате незапланированного производства/потребления электроэнергии, рассчитываемые с определением инициаторов этих отклонений (внешняя инициатива – системный оператор, собственная инициатива – участник рынка), создавали определенные стимулы для участников рынка более тщательно и ответственно планировать свое почасовое производство/потребление электроэнергии.
Вместе с тем расчет стоимости отклонений в данной модели осуществлялся упрощенным образом на основе тарифов регулируемого сектора с учетом повышающих или понижающих коэффициентов, установленных ФСТ России и применяемых совместно с этими тарифами (см. рис. 5.2.15).
Расчет стоимости отклонений производился с использованием нормативных уровней отклонений, также устанавливаемых ФСТ России (поставщики – в допустимых пределах (менее 2% или 10 МВт•ч), при превышении допустимых пределов (менее 5%, в пределах 5-менее 10%, свыше 10%); покупатели – в допустимых пределах (менее 2%), при превышении допустимых пределов (менее 5%, в пределах 5 – менее 10%, свыше 10%)).
Такой упрощенный расчет стоимости отклонений не всегда обеспечивал справедливую компенсацию дополнительных затрат электростанций и потребителей, фактически предоставлявших услуги по балансированию энергосистемы, также как и не всегда адекватным образом определялся размер штрафных платежей для участников рынка, чье незапланированное изменение потребления/производства электроэнергии приводило к появлению дополнительных затрат в энергосистеме.
В результате создавались искаженные экономические стимулы и снижалась мотивация участников рынка к участию в балансировании энергосистемы.
Балансирующий рынок
Постановлением Правительства РФ №620 от 17 октября 2005 г. были внесены изменения в Постановление Правительства №643, определившие новый порядок функционирования сектора отклонений (балансирующего рынка), особенности которого заключаются в следующем:
- ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в темпе, близком к реальному времени для балансирования энергетической системы, проводит конкурентный отбор заявок, поданных участниками оптового рынка7;
- в результате конкурентного отбора формируются индикаторы БР, при помощи которых рассчитываются цены на балансирование вверх и вниз. На основе полученных ценовых категорий ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» минимизирует стоимость отклонений при загрузке (разгрузке) генерирующего оборудования в темпе, близком к реальному времени;
- НП «АТС» проводит расчет стоимости отклонений, исходя из следующих ценовых категорий – индикатора БР, цены, сложившейся у участника в секторе свободной торговли, тарифа на электрическую энергию и (или) тарифа (цены) на электрическую энергию с учетом мощности.
Стоимость отклонения определяется как сумма произведений составляющих величин на соответствующие ставки. В процессе рассчета обязательств и требований по результатам торгов в БР определяется равновесная цена на балансирование вверх (Ц+), равная максимуму из индикатора («i») и цены ССТ, и равновесная цена на балансирование вниз (Ц-), равная минимуму из индикатора («i») и цены ССТ. Расчет цены за отклонения производится с учетом типа участника и типа отклонения по правилам, приведенным в табл. 5.2.8.
Субъектами балансирующего рынка являются все участники торгов.
Результаты функционирования обновленной модели сектора отклонений
Предложенные изменения позволили приблизить логику функционирования сектора отклонений к логике функционирования целевого балансирующего рынка.
Существующая переходная модель рынка (отсутствие возможности постепенного расширения конкурентных отношений, искажение ценовых сигналов (арбитраж регулируемого и свободного сектора) не позволила получить полностью адекватные цены и поведение участников, характерное для развитого балансирующего рынка.
Так, большой объем ценопринимающих заявок со стороны поставщиков, вызванный их стремлением повысить приоритет загрузки станций в плановом режиме, приводил в 2005 г. к излишку ценопринимающего предложения на БР в часы минимума ночью. Поэтому в эти часы цена БР становилась равной нулю или очень низкому значению (см. рис. 5.2.16 и 5.2.17). Как правило, в часы минимума Системный оператор разгружал электростанции по внешней инициативе. В этом случае при нулевой цене БР становились крайне низкими обязательства поставщиков по возврату денежных средств при сокращении объемов производства, что давало им ощутимый выигрыш.
С введением БР потребителям стало невыгодно отклоняться вниз по собственной инициативе, так как они начали получать назад крайне небольшую долю финансовых средств, уплаченных ранее за объем потребления. С другой стороны, в обновленной модели стоимость отклонений вверх по собственной инициативе сравнялась с тарифом участников с учетом мощности или стала равна ценам в секторе свободной торговли. Подобная ситуация стимулировала потребителей к занижению планового потребления и, следовательно, росту отклонений на увеличение потребления по собственной инициативе.
5.3. Дальнейшие шаги по реформированию оптового рынка электрической энергии (мощности)
Особенности новой модели ОРЭМ (НОРЭМ)
Дальнейшее развитие рыночных отношений в электроэнергетике России связано с переходом к новой модели рынка электроэнергии (НОРЭМ), запуск которого состоялся в сентябре 2006 г. Идея новой модели рынка электроэнергии состоит в постепенном переходе от гарантирования потребления всего объема электроэнергии по регулируемым тарифам к лимитированному объему покупки электроэнергии по регулируемым договорам с ограниченным сроком действия и ежегодно снижающимися объемами. При этом у участников появляется возможность покупки/продажи оставшейся части на свободном рынке без ограничений объемов, а также возможность отказа (в пределах установленных минимальных объемов покупки по регулируемым ценам) покупателей от регулируемых поставок. В новой системе, несмотря на сохранение больших объемов поставок по регулируемым ценам, принципиальную основу функционирования рынка составляют свободные конкурентные отношения, а не регулируемые.
Новая модель предполагает наличие нескольких механизмов торговли:
- долгосрочных регулируемых договоров (РД);
- краткосрочного рынка «на сутки вперед» (РСВ);
- балансирующего рынка.
При этом на переходный период с целью сохранения экономических условий регулирования на оптовом рынке между участниками заключаются регулируемые договоры, исполняемые по принципу «take or pay»8. При этом цена и субъектный состав регулируемых договоров устанавливаются ФСТ и Администратором торговой системы, а их объем ограничен и ежегодно снижается. В краткосрочном РСВ участники в рамках единого аукциона, проводимого с учетом электросетевых ограничений, конкурируют за объем выработки/потребления на основе поданных ими ценовых заявок. Результатом такого конкурентного отбора являются почасовые цены и плановые графики производства/потребления на следующие сутки. На балансирующем рынке (БР) участники покупают/продают отклонения своего фактического графика от планового, при этом отбор участников для компенсации возникающих в системе отклонений осуществляется также на конкурентной основе.
НОРЭМ имеет существенные преимущества, и в частности:
- решается проблема искажения ценовых сигналов, связанная с возможностями арбитража между регулируемым сектором и ССТ;
- исключается проблема накопления небаланса регулируемого сектора;
- возможность плавного увеличения (с темпами, определяемыми государством) доли конкурентной торговли, вплоть до достижения стопроцентной либерализации рынка.
Новая модель в значительной мере реализует принципы целевой модели, например, в части механизма формирования равновесных цен и объемов на рынке «на сутки вперед» и балансирующем рынке, механизма учета двусторонних договоров.
В то же время в течение переходного периода функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности) предстоит еще доработать и дополнить модель НОРЭМ новыми элементами и, в частности, рынками мощности и системных услуг, рынками производных финансовых инструментов и прав на передачу.
Кроме того, предстоит решить целый ряд вопросов государственной политики регулирования электроэнергетики, непосредственно влияющих на возможность и темпы либерализации электроэнергетики, и в том числе вопросы:
- формирования адекватной системы антимонопольного регулирования;
- решение проблемы выбора состава генерирующего оборудования электростанций и ценообразования, обеспечивающего экономическую привлекательность для выполнения указания Системного оператора (внешняя инициатива) по включению и отключению оборудования;
- учет интегральных ограничений по выработке ГЭС и интегральных ограничений по топливу на ТЭС при отборе заявок на РСВ и на балансирующем рынке;
- отказ от использования на балансирующем рынке цен на балансирование вверх и вниз и переход к расчетам по индикатору, что позволит субъектам рынка получать правильный ценовой сигнал в соответствии с реальной ситуацией на рынке и, в частности, стимулировать экономию электроэнергии в периоды дефицита мощности в системе;
- снятие или уменьшение тарифных ограничений со стороны розничного рынка;
- повышение гарантированности платежей на рынке.
Регулируемые договоры
С целью продолжения процесса либерализации оптового рынка электроэнергии (мощности) Российской Федерации необходимо реформирование регулируемого сектора оптового рынка.
Одномоментная либерализация оптового рынка электроэнергии способна привести к существенным изменениям уровня цен на электроэнергию, влияющим на конкурентоспособность как потребителей, так и производителей электроэнергии. Ценовые риски участников рынка предлагается ограничить путем переоформления существующих отношений в регулируемом секторе оптового рынка в систему регулируемых договоров, которые позволят обеспечить постепенный переход к полностью конкурентному рынку и учесть различную степень риска повышения цен на электроэнергию для разных групп потребителей.
Действующий регулируемый сектор преобразуется в систему регулируемых договоров, ликвидирующую образование стоимостного небаланса в регулируемом секторе. По регулируемым договорам будут поставляться электроэнергия и мощность, а основным условием таких договоров станет принцип «take or pay». Это означает, что покупатель обязан оплатить установленный в договоре объем независимо от реального объема своего собственного потребления (но может продать неиспользованный объем электроэнергии), а поставщик должен поставить договорной объем либо от собственной генерации, отобранной в рамках РСВ, либо путем покупки этого объема у других поставщиков на РСВ или по свободным договорам. Регулируемые договоры заключаются на основе стандартной формы, являющейся приложением к договору о присоединении, при этом НП «АТС» является третьей стороной в регулируемом договоре и контролирует соблюдение сторонами договора порядка изменения объемов РД, а также организует и контролирует финансовые расчеты по регулируемым договорам. Платежи по регулируемым договорам проводятся через некоммерческую организацию «Расчетная палата РТС», а график платежей может быть изменен по обоюдному согласию продавца и покупателя.
Покупатель (кроме гарантирующих поставщиков) имеет возможность выйти из всего пакета регулируемых договоров (в пределах установленных минимальных объемов покупки по регулируемым ценам) без возможности его восстановить. Для поставщика выход в одностороннем порядке невозможен.
Цена на электрическую энергию/мощность в каждом РД устанавливается на уровне тарифа на электроэнергию/мощность поставщика по договору. Средняя цена электроэнергии по всему пакету договоров за год для покупателя будет соответствовать тарифу покупателя, установленному по балансу ФСТ России, совокупная стоимость мощности для покупателя по РД также соответствует балансу. В отличие от свободных договоров, стороны РД не оплачивают разницу узловых цен (средний уровень потерь в сети учитывается при составлении РД). Кроме того, по обоюдному согласию поставщика и покупателя цена в РД в любой период может быть изменена.
Рынок мощности
В целях формирования рыночного механизма, обеспечивающего создание новых генерирующих мощностей в объеме, достаточном для удовлетворения спроса на электроэнергию и поддержания необходимого уровня надежности энергоснабжения, в 2006 г. планируется начало конкурентных торгов мощностью на период 2007 и 2009 гг. (годовой и трехлетний период планирования).
Запуск рынка мощности обеспечит компенсацию постоянных затрат производителей электроэнергии при формировании долгосрочных резервов мощности и будет способствовать привлечению инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.
В целях обеспечения покупателей поставками мощности надлежащего качества поставщики, осуществляющие свою деятельность на территории одной ценовой зоны, заключают между собой соглашения по обеспечению качества мощности.
При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию.
Каждый потребитель покупает по РД плановый объем потребления мощности, равный средней величине из определенных в плановом балансе для каждого месяца соответствующего года величин объемов потребления мощности, умноженной на плановый коэффициент резервирования мощности. Плановый коэффициент резервирования определяется как отношение суммарной установленной мощности генерирующего оборудования, подлежащей оплате в данной ценовой зоне на основании планового баланса, к суммарному плановому объему потребления мощности в соответствующей ценовой зоне. В целях расчета обязательств участников по оплате мощности в 2006 г. фактический объем потребления мощности принимается равным указанному в прогнозном балансе на 2006 г.
Рынок дополнительных системных услуг
Организация рынка системных услуг требуется для обеспечения заданных параметров надежности функционирования энергетической системы и качества электрической энергии. С этой целью на оптовом рынке вводится следующий ряд системных услуг:
- нормированное первичное регулирование частоты электрического тока;
- вторичное регулирование частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности, за исключением вторичного регулирования частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности для ГЭС;
- запуск генерирующего объекта без внешнего источника электрической энергии;
- регулирование реактивной электрической мощности в сети путем расширения сверхнормативного диапазона регулирования реактивной мощности.
Субъектами, организующими рынок дополнительных системных услуг, являются инфраструктурные организации: Системный оператор, обеспечивающий функционирование рынка, и Администратор торговой системы, организующий систему финансовых расчетов. Участниками рынка являются также поставщики и покупатели системных услуг.
Рынок финансовых контрактов
Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации предусматривают возможность заключения участниками оптового рынка контрактов на будущие поставки электроэнергии (мощности) с целью снижения финансовых рисков. Кроме того, предусматривается заключение контрактов на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии (мощности) для поставки в оговоренную дату в будущем по заранее согласованной цене (форвардных и фьючерсных контрактов), с целью хеджирования рисков резкого изменения рыночных цен.
Ликвидный рынок финансовых контрактов является одним из важнейших атрибутов развитого рынка электроэнергии. Процессы дерегулирования отрасли в большинстве случаев сопровождаются растущей волатильностью цен, что требует от поставщиков и потребителей электроэнергии использования различных инструментов управления рисками, сопровождающими торговые операции, и привлекающей на рынок новых участников, не связанных непосредственно с процессами производства и потребления электроэнергии, но оказывающих существенное влияние на конъюнктуру энергетического рынка.
Рынок финансовых контрактов будет востребован участниками в условиях новой модели оптового рынка для хеджирования ценовых рисков.
Предыдущая глава Содержание Следующая глава
1Модель оптового рынка переходного периода была введена с 1.11.2003 с принятием постановления Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 №643, которым были утверждены «Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода». Постановлением была определена ценовая зона оптового рынка электрической энергии (мощности) (охватила территории ОЭС Европейской части РФ и Урала), в которой субъектам электроэнергетики предоставлено право покупки/продажи части объемов электроэнергии по свободным ценам (при сохранении возможности покупки/продажи по регулируемым ценам). Для субъектов электроэнергетики, работающих в составе ОЭС Сибири и ОЭС Востока, были сохранены существовавшие ранее правила купли/продажи электроэнергии (мощности) по регулируемым тарифам.
2Заявка производителя электроэнергии означает его готовность произвести указанное в заявке количество электроэнергии по цене не ниже указанной в заявке. Заявка покупателя электроэнергии означает его готовность приобрести указанный в ней объем электроэнергии по цене не дороже указанной в заявке.
3Объем предложения, содержащийся в ценопринимающих заявках поставщиков рынка электроэнергии (заявках, выражающих согласие поставщика продать электроэнергию по любой цене, сформировавшейся на рынке).
4Физический и стоимостной балансы составлены на основании плановых и фактических схем платежей 2005 г. от 17.01.2006. Здесь и далее все стоимости представлены с учетом НДС, тарифы без учета НДС.
5В рамках модели ОРЭМ переходного периода происходит увеличение стоимостного небаланса регулируемого сектора оптового рынка за счет отвлечения в сектор свободной торговли поставщиков электроэнергии с низкими тарифами и покупателей с высокими тарифами.
6В соответствии с «Методикой расчета стоимости отклонений объемов фактического производства (потребления) электрической энергии участников оптового рынка от объемов их планового почасового производства (потребления)», утвержденной ФСТ России.
7Участниками балансирующего рынка являются все участники существующего регулируемого сектора в двух ценовых зонах (Европейская часть России, Урал и Сибирь). Однако при расчете индикаторов балансирующего рынка используются только ценовые заявки потребителей с регулируемой нагрузкой, ТЭС и АЭС. В то время как потребители с нерегулируемой нагрузкой, операторы экспорта/импорта, ГЭС, ГАЭС и дисквалифицированные участники не могут влиять на формирование индикатора балансирующего рынка.
8От англ. «бери или плати».