Оптовый рынок электроэнергии в РФ

1. Оптовый рынок электроэнергии в РФ Заместитель Председателя Правления НП «АТС» Баркин Олег Геннадьевич 11 ноября 2005 г. www.np-ats.ru Тел: (095) 967-00-05 Россия,123610, Москва, Краснопресненская набережная, д.12, подъезд 7

2. Изменения в результате реформы оптового рынка электроэнергии Отрасль до реформы... …после реформы Электро-станции Электро-станции РАО “ЕЭС” Ген. комп. 1 Ген. комп. 2 Ген. комп. 3 Ген. комп. 3 АЭС МинАтома Магистральные сети Распредел. сети Магистральные сети АО-энерго Конкурентныйрынок Распред. сети Сбыт ФОРЭМ Сбытовая компания Сбытовая компания Гарантирующий поставщик Потребители Потребители Физические потоки электроэнергии Передача прав (купля-продажа)

3. Долгосрочный рынок двусторонних договоров Стороны договоров фиксируют цены и объем несут обязательства по оплате потерь и системных ограничений Секторы оптового рынка электроэнергии Краткосрочный рынок «на сутки вперед» • Участники покупают/продают необходимый объем электроэнергии по цене аукциона • Результаты аукциона - суточные почасовые плановые графики производства/потребления Балансирующий рынок (сектор отклонений) • Обеспечение баланса производства и потребления в реальном времени с минимальными затратами на компенсацию отклонений от суточных плановых графиков на основе конкурентного отбора

4. Субъекты оптового рынка электроэнергии ПОСТАВЩИКИ : ПОКУПАТЕЛИ: Коммерческая инфраструктура Администратор торговой системы Крупные потребители Системный Оператор Оптовые и территориальные генерирующие компании, операторы импорта Консолидирован-ные потребители (через сбытовые компании) Федеральная и региональные сетевые компании Операторы экспорта Технологическая инфраструктура

5. Основные принципы конкурентного оптового рынка электроэнергии: • Свободное заявление участниками цен и объемов для покупки/продажи на оптовом рынке • Конкурентное маржинальное ценообразование на основе баланса спроса и предложения, проводимое одновременно с расчетом электрического режима • Централизованное планирование и ведение режимов генераторов • Конкурентный балансирующий рынок • Возможность двусторонних договорных отношений с оплатой потерь и системных ограничений (с возможностью выкупа прав на передачу электроэнергии).

6. Торговые сутки Операционные сутки Расчеты по факту Продавцы Заявки Результаты торгов (цены, объемы) Платежи Поставка Торги «на сутки вперед» Аукцион«на сутки вперед» Балансирующий рынок (сектор отклонений) Сбор данных учета Расчеты по Факту Двусторонние договоры Планирование графика, формирование резервов Заявки Потребление Результаты торгов (цены, объемы) Платежи Покупатели Схема работы конкурентного оптового рынка электроэнергии Финансовое обеспечение

7. ЦЕНА РЕЗЕРВ Электроэнергия проданная “на сутки вперед” Заявки покупателей Цена балансирующего рынка Не востебо- ванное дорогое предложение Равновесная цена рынка ОБЪЕМ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА Непокрытый спрос при заявленной цене Спрос, неудовлетво-ренный из-за низкой заявленной цены Заявки поставщиков ЭЛ.ЭНЕРГИЯ Определение равновесной цены (для одного часа) Цель - найти цены и объемы покупки/продажи электроэнергии так, чтобы достичь максимальной взаимной выгоды поставщиков и покупателей от торговли

8. Расчетная модель электрической сети оптового рынка э/э Расчетная модель - комплексная информация, содержащая основные характеристики сети и сетевого оборудования, топологию и параметры электрических линий и их эквивалентов. Актуализируется ежедневно для проведения торгов на сутки вперед. • Учитываются все известные системные ограничения • Учитываются нагрузочные потери >> это позволяет корректно рассчитать равновесную цену в каждом узле электрической сети электроэнергии, что создает адекватные ценовые сигналы участникам рынка

9. Иллюстрация узловых ценна модельном расчете (в коп. за 1 кВтч) СГРЭС-2 41.5 насыщенное сечение Двуст.договор Свердловэнерго 49.5 Оренбургэнерго 50.1

10. Этапы развития оптового рынка электроэнергии РФ «Целевая модель» оптового рынка электроэнергии Переходная модель рынка на основе регулируемых двусторонних договоров (следующий этап) 2006 ~ 2011 гг. 2006 г. Выход на ОРЭ регион.генерации и ФСК 20.10.05 Действующий оптовый рынок электроэнергии (начало переходного периода) Балансир. рынок 01.05.05 ССТ в Сибири 11 июня 2001г. 26 марта 2003г. 01.11.03 24 декабря 2004 Решение Правительства о дальнейших шагах (Протокол №50) 24 октября 2003 г. Постановление Правительства № 526«Об основных направлениях реформирования электроэнергетики» Постановление Правительства№ 643 «О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» ФЗ «Об электроэнергетике» ,ФЗ «Об особенностях функционирования…»,Поправки в ГК раздел 4 §6 «Энергоснабжение»

11. Переходная модель оптового рынка электроэнергии • Организованы три сектора: • Регулируемый – аналогично ФОРЭМ • Сектор свободной торговли – конкурентная торговля почасовыми объемами электроэнергии по свободным ценам • Сектор отклонений – оплата часовых отклонений факта от плана • Лимиты объемов ССТ:Европа и Урал: генераторы – 15% установленной мощности, потребители – 30% планового почасового потребления, заявленного на следующие сутки [Сибирь: генераторы – 5% установленной мощности (ГЭС-2%ПДГ, в паводки до 15%), потребители – 15%ППП, заявленного на следующие сутки] • Узловое маржинальное ценообразование в секторе свободной торговли • Применение единой расчетной модели электрической сети для планирования режимов и проведения торгов • Соотнесение всех субъектов оптового рынка с так называемыми группами точек поставки (ГТП) • Переход на раздельное ответственное ежесуточное почасовое планирование производства и потребления по отдельным ГТП • В регулируемом секторе: оплата только 85% [Сибирь 95% (ГЭС 98%)] условно постоянных затрат поставщиков (в виде тарифа на мощность); использование расчетов по одноставочному тарифу

12. Переходная модель оптового рынка электроэнергии • В секторе отклонений АО-энерго участвует раздельно по генерации и потреблению вне зависимости от участия в секторе свободной торговли • Переход на новую систему сбора данных коммерческого учета • Появление двусторонних договоров со свободной ценой в рамках сектора свободной торговли • В секторе отклонений: переход к почасовому учету отклонений; отдельно по генерации и потреблению; с 20.10.05 в секторе отклонений введена система конкурентного ценообразования («срезки» индикаторов, цен ССТ и тарифов) • Выход потребителей в сектор свободной торговли с розничного рынка • Введение системы финансового обеспечения заявок на секторе свободной торговли («поставка против платежа»)

13. Результаты сектора свободной торговли ОРЭ С 1 ноября 2003 года: • суммарный объем покупки в секторе свободной торговли составил 102,5 млрд. кВтч электроэнергии; • сумма сделок в секторе свободной торговли составила 117,5 млрд. рублей. С 1 января 2005 года по 1 октября 2005 года: • объем покупки увеличился на 31,5% по сравнению с соответствующим периодом 2004 года (с 34 млрд. кВтч до 45 млрд. кВтч); • средневзвешенная цена покупки в Европейской ценовой зоне составила 549,49 руб./МВтч, что ниже регулируемого тарифа (566,54 руб./МВтч) на 3%, • средневзвешенная цена покупки по Сибирской ценовой зоне составила 356,52 руб./МВтч, что ниже регулируемого тарифа (396.12 руб./МВтч) на 10%

14. 1 2 География оптового рынка • 174 участникадоговора о присоединении (89 – ДЗО РАО «ЕЭС России», 85 – независимые организации), при этом с начала года количество участников выросло на 30% • с учетом покупки через энергосбытовые организации 122 независимых предприятия участвуют в секторе свободной торговли ОРЭ

15. Динамика субъектного состава ССТ ОРЭ В период с 1 ноября 2004 года по 1 ноября 2005 года количество субъектов ССТ ОРЭ увеличилось на 61%

16. Динамика цен и объемов (Европа) Объемы ССТ ОРЭ увеличились на 17% Средневзвешенная цена покупки ниже регулируемого тарифа 3%

17. Динамика цен и объемов (Сибирь) Средневзвешенная цена покупки ниже регулируемого тарифа на 10%

18. Плюсы действующей переходной модели Для покупателей: • Гарантия поставок по регулируемым ценам • Возможность покупки по цене ниже регулируемого тарифа • Возможность самостоятельного определения необходимых объемов покупки и пороговых цен, исходя из: • - величин и графиков промышленной нагрузки, • -температурыокружающей среды и др. факторов • Возможность хеджирования ценовых рисков через «прямые» договоры Для продавцов: • Гарантия оплаты исключает возможность отпуска неоплаченного товара • Возможность хеджирования рисков через «прямые» договоры • Маржинальное ценообразование стимулирует инвестиции в наиболее эффективные мощности Кроме этого, постепенно решается проблема ликвидации перекрестного субсидирования и выпадающих доходов АО-энерго (крупные потребители не уйдут больше чем на 30% [Сибирь 15%])

19. Проблемы действующей переходной модели • Перекрестное субсидирование (сдерживает выход крупных промышленных потребителей в ССТ, искажает стоимость услуг по передаче, сдерживает процесс реструктуризации АО-энерго) Препятствия доступу потребителей на оптовый рынок со стороны АО-энерго (при неэффективности норм антимонопольного законодательства) • Отставание действующей в отрасли системы регулирования от потребностей нового рынка как в методологическом, так и в идеологическом плане (в частности, требуется разработка современных механизмов регулирования в условиях свободного рынка в отношении субъектов, находящихся в исключительном положении) • Возможность выбора потребителей между участием в свободном и регулируемом секторах оптового рынка (при гарантии покупки всего объема в последнем) существенно искажает ценовые сигналы свободного сектора, делает их полностью зависимыми от установленных тарифов регулируемого сектора и лишенными реальных оценок рыночной цены на электроэнергию. • Высокая степень концентрации отраслевых активов в управлении крупных холдингов, а также сохранение вертикально интегрированных энергоснабжающих организаций создает существенные ограничения для развития конкуренции на рынке электроэнергии

20. Проблемы действующей переходной модели • Неоплата 15% [Сибирь 5%] мощности поставщикам как способ их стимулирования для участия в секторе свободной торговли не может рассматриваться как долговременное решение, так как неизбежно приведет к нарушению инвестиционных циклов в генерации. • Технологические и методологические разрывы между долгосрочным, среднесрочным и краткосрочным планированием работы энергосистемы (составление годового баланса, диспетчерское планирование состава работающего оборудования и режима на сутки вперед, краткосрочное планирование на сутки вперед) • Недостаточным является уровень технологий, используемых для ведения режимов и оперативной фиксации инициатив, а также качество планирования участниками своего потребления, что приводит к необходимости неоднократных пересчетов объемов и стоимости отклонений и, в конечном итоге, сказывается на финансовых результатах участников. • Кроме этого, искажение экономических стимулов в секторе отклонений происходит из-за высокой погрешности измерений существующих систем коммерческого учёта, а также принципиальной несбалансированности регулируемой системы тарификации отклонений.

21. Долгосрочный рынок двусторонних договоров Свободные: стороны договоров фиксируют цены и объем, при необходимости также покупают права на передачу э/э Регулируемые: цена (тариф) и субъектный состав устанавливается регулятором, объем ограничен Модель оптового рынка следующего этапа на основе регулируемых двусторонних договоров (с 2006 года) • Участники в едином аукционе покупают/продают необходимый объем электроэнергии, не включенной в двусторонние договоры • Основной механизм рыночной оценки стоимости э/э и ее передачи • Результаты аукциона - суточные почасовые плановые графики производства/потребления Краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ) Балансирующий рынок • Оплата отклонений факта от плана на основе конкурентного ценообразования

22. Условиярегулируемых двусторонних договоров • «Take or pay» • Покупатель оплачивает запланированные объемы договора независимо от сложившейся у него потребности в электроэнергии • «Лишние» объемы покупатель может продать в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам или там же купить недостающие • Генератор может выбрать, производить самому объем договора или купить в рынке на сутки вперед по конкурентным ценам у других поставщиков • Генератор обязан предоставить мощность, закупленную по договору • Объемы поставки • Снижаются с течением времени • Цена договора • Тариф (2006г) или формула с динамикой цен на топливо, налогов, цен на продукцию потребителей, с корреляцией по ценам РСВ • Учет системных (сетевых) ограничений при выборе контрагентов • Планирование договоров происходит в самых «жестких» предположениях о состоянии сети (исключение рисков системных ограничений) • Выход из договора разрешен только покупателям и сразу из всего пакета договоров

23. От сектора отклонений к балансирующему рынку Отличие от сегодняшнего сектора отклонений: • Отход от жестких регулируемых тарифов и системы штрафных коэффициентов при расчете стоимости отклонений участников ОРЭ • Переход от загрузке по ранжированному списку к загрузке по заявкам • Расчет стоимости отклонений на основе рыночного способа ценообразования • Поставщики на БР – электростанции федерального и регионального уровня, а также потребители с регулируемой нагрузкой Этапы развития БР: • С 20 декабря 2005 г. – участники смогут подавать оперативные ценопринимающие заявки в течение операционных суток, направляемые для корректировки заявок поданных в торговые сутки. Оперативные заявки будут подаваться в СО • С 20 января – возможность заключения двусторонних договоров на БР. Двусторонние договоры подлежат регистрации НП «АТС»