Конкурентный отбор мощности 2011 Директор по развитию и сопровождению рынков ОАО «СО ЕЭС» Опадчий Ф.Ю. Всероссийский семинар-совещание на тему «Предварительные итоги тарифного регулирования в 2010 году и задачи органов государственного регулирования на год» октября 2010 г.

2 СобытиеДатаДокументИзменение 1. Ввод двухставочных тарифах на э/э и мощность на ФОРЭМ Протокол ФЭК РФ N 88 переход от одноставочного тарифа на э/э к двухставочному тарифу на э/э и мощность с учетом отклонений фактических сальдо перетоков мощности АО-энерго от договорных объемов (баланса) в отчетный час (для АЭС и федеральных ГРЭС и ГЭС оплата Nуст с учетом к-та выполнения задания по раб. мощности из баланса) 2. Запуск оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) Постановление Правительства РФ от переход от сальдо перетоков к раздельному учету потребления и генерации оплата в регулируемом секторе 85% Nуст генерации по тарифам на мощность с учетом к-та выполнения задания по раб. мощности из баланса 3. Запуск нового оптового рынка электрической энергии и мощности (НОРЭМ) Постановление Правительства РФ от оплата Nуст по тарифам на мощность с учетом ежечасного контроля выполнения обязательств по готовности ген.оборудования к выработке э/э 4.4. Запуск переходной модели конкурентного отбора мощности (КОМ) Постановление Правительства РФ от оплата Nмрм (в пределах баланса) по результатам КОМ с учетом контроля готовности 5.5. Запуск долгосрочных КОМ Постановление Правительства РФ от оплата фактически поставленной мощности в пределах расп. мощности по результатам КОМ История рынка мощности

3 До С Изменение порядка оплаты мощности Цена: для действующего оборудования (введенного до декабря 2007 года) – по индивидуальному тарифу; для нового оборудования – по экономически обоснованной цене Объем: определяется по результатам КОМ как минимум из заявки участника и максимальной располагаемой мощности по балансу ФСТ. В случае неввода оборудования (аттестованный объем меньше отобранного в КОМ) - штраф 30%. В случае невыполнения обязательств по готовности ген.оборудования к выработке э/э снижается стоимость мощности и поставщиков и покупателей. Цена: для объектов ДПМ, новых ГЭС/АЭС, ПТРМ – по цене договора; для отобранных в КОМ – по цене КОМ (маржинальная цена) и свободным договорам; для вынужденных генераторов, не отобранных в КОМ – по тарифу; для остальных генераторов, не отобранных в КОМ – мощность не оплачивается Объем: фактически поставленный объем мощности определенный как предельный объем за вычетом собств. нужд и объема недопоставки, определяемого по данным контроля готовности. Но не выше располагаемой мощности, заявленной в КОМ В случае неввода оборудования (предельный объем меньше заявленного в КОМ) - штраф 25% (для объектов ДПМ, новых ГЭС/АЭС, ПТРМ – штраф по договору)

4 Процедура проведения КОМ Исходные данные КОМ (формализованная процедура отбора) Оптимальный состав отобранных генерирующих мощностей Оптимальная цена покупки мощности в ЗСП Выявление дефицитных зон Результаты КОМ Спрос на мощность с учетом планового коэффициента резервирования Предельные объемы поставки между зонами Объемы, подлежащие обязательной покупке (ДПМ, новые ГЭС/АЭС, ПТРМ) Наличие предельного (макс. и мин.) размера цены на мощность в зоне Ценовые заявки участников КОМ Технические параметры ген. оборудования Цены продажи мощности генераторов Объем непокрытого спроса Перечень неотобранных генераторов Тарифы «самых дорогих» генераторов; Надбавки ГЭС/АЭС

5 Спрос на мощность и коэффициент резервирования Величина спроса на мощность определяется как: Произведение величины прогнозируемого пика потребления мощности в каждом субъекте РФ (на базе схемы развития ЕЭС), приведенного к условиям холодной пятидневки, и планового коэффициента резервирования мощности (17%) увеличенное на среднестатистическую величину аварийных снижений мощности в зимние месяцы за предшествующие 2 года в соответствующей ЗСП; увеличенное на прогнозируемую (законтрактованную) величину экспорта мощности на декабрь года, на который проводится КОМ; уменьшенное на среднестатистическую величину объемов производства розничной генерации в зимние месяцы за предшествующий год в соответствующей ЗСП. Структура генерации и потребления по 1-й ценовой зоне в час максимума ЕЭС за

6 ЗСП и ограничения на поставки между зонами (I ценовая зона)

7 Технические требования к генерирующему оборудованию в КОМ Контроль выполнения технических параметров генерирующего оборудования осуществляется на этапах: 1) Допуска к КОМ: к процедурам КОМ не допускаются поставщики, оборудование которых не соответствует установленным требованиям (для вновь вводимого оборудования поставщик не принял на себя обязательств по их соблюдению). На 2011 год установлены следующие требования: участие генерирующего оборудования в выработке электроэнергии менее 24 часов за 2009 год вследствие вывода в ремонт, консервацию или не востребованности по режиму работы энергосистемы, в отношении генерирующего оборудования с установленной мощностью 100 МВт и менее, относящегося к типам Р, ПТ, ПР, Т. Прогнозный объем мощности не соответствующего требованиям для участия в КОМ на 2011 год оборудования составляет 1666 МВт. На 2012 и далее по графику: генерирующее оборудование, выработавшее двукратный первоначальный парковый ресурс, с давлением свежего пара 9 МПа и менее исходя из года выпуска (50 лет и более). 2) Проведения отбора: по результатам КОМ должна быть отобрана совокупность генераторов, технические характеристики которых обеспечивают возможность формирования электроэнергетического режима (обеспечивается системная совместимость); при равенстве цен по результатам КОМ отбирается более «качественное» с точки зрения технических характеристик оборудование.

8 Объем мощности, учитываемый при проведении КОМ как подлежащий обязательной покупке на оптовом рынке, включает объемы поставки мощности: генерирующих объектов, в отношении которых заключены договоры о предоставлении мощности (ДПМ); генерирующих объектов, включенных в договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС (новые АЭС/ГЭС); генерирующих объектов, строящихся (построенных) в целях формирования технологического резерва мощностей по производству электрической энергии (ПТРМ). Баланс спроса и предложения в ближайшие годы существенно не изменится – ввод новых объектов не приведет к появлению избытков мощности, но позволит организовать вывод из эксплуатации старого оборудования Год ДПМ тепл. прирост* АЭСГЭС Прирост пика потребления Запрет на участие в КОМ по тех парам. Итого изменение баланса Итого * Объемы ДПМ определены в соответствии с Распоряжением Правительства РФ от р (без учета переноса сроков начала исполнения обязательств); ** Объемы новых АЭС определены в соответствии со схемой и программой развития ЕЭС России на 2010 – 2016 гг., утв. приказом Минэнерго России от *** Объемы новых ГЭС определены в соответствии с Инвестиционной программой ОАО «РусГидро» на г. Динамика изменения генерирующих мощностей

9 Процедуры КОМ осуществляются последовательно на пяти этапах: 1 этап Определение оптимальной цены на мощность с учетом: минимума стоимости мощности; покрытия спроса; ограничений на поставки между ЗСП; без учета совокупных технологических ограничений. Определение оптимального объема отобранных мощностей с учетом: совокупных технологических ограничений; приоритетов тех.параметров. Формирование объема отобранных мощностей с учетом необходимости отбора целого объекта генерации. Формирование объема отобранных мощностей с учетом ограничений на минимальную суммарную обеспеченную выработку в ЗСП (группе ЗСП). Формирование цен на мощность по ЗСП для поставщиков и потребителей с учетом «срезок». Математическая модель КОМ Ценообразование на 5-м этапе: В ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного размера цены за мощность, цена в ЗСП определяется как минимальная из значения маржинальной цены для данной зоны и установленного для нее предельного уровня. В ЗСП, в которых КОМ проводится без применения предельного размера цены на мощность, 15% (1 ЦЗ) и 10% (2 ЦЗ) самых дорогих заявленных для отбора мощностей не участвуют в ценообразовании. Цена самых дорогих генераторов определяется как минимальная из значения маржинальной цены для данной зоны и установленного для него тарифа. 2 этап3 этап4 этап5 этап

10 Проведено полноценное моделирование КОМ 2011 (технологии, ценовые стратегии) В рамках подготовки к проведению первого конкурентного отбора по правилам долгосрочного рынка мощности в период 16 – 19 августа 2010 года был организован имитационный прием ценовых заявок на продажу мощности на а 2011 год. Заявки были поданы 53 участниками оптового рынка по 367 электростанциям. Имитационная сессия подачи ценовых заявок для участия в КОМ на 2011 год

11 Имитационные результаты КОМ

12 Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г. 1.По результатам оценочного расчета итогов имитационного КОМ на 2011 год «физический» дефицит мощности не прогнозируется. 2.В связи с наличием ограничений на поставку между ЗСП прогнозируется: устойчивый недостаток резерва генерирующих мощностей в ряде ЗСП. К таким «дефицитным» зонам относятся ЗСП на территории Москвы и Московской области, часть ЗСП Сибири, Юга и т.д. избыточный объем генерации. Единственная зона с заведомо избытком генерации - ЗСП на территории Кольской энергосистемы. 3.В зависимости от величины располагаемой мощности генерирующего оборудования, заявленной в КОМ, помимо электростанций не отоборанных в КОМ из-за ограничений на поставку мощности между ЗСП, в 1-ой ценовой зоне могут быть дополнительно не отобраны «самые дорогие» заявки генераторов. 4.Существенное влияние на результат КОМ оказывает порядок учета располагаемой мощности ГЭС. В зависимости от методики учета ограничения на ГЭС могут составлять от 3,1 до 11,7 ГВт. Порядок подачи заявок ГЭС будет уточнен в Правилах О,РЭ и в регламентах оптового рынка. 5.На этапах КОМ осуществляется дополнительных отбор мощностей, сверх оптимального объема, необходимых для возможности формирования электроэнергетического режима, покрытия потребления электроэнергии за любой период времени (сутки, месяц, год) и условия отбора целого генерирующего объекта.

13 Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г. 6.Установление предельного размера цены на мощность существенно влияет на результаты отбора (цена КОМ и объем мощностей, прошедших КОМ): 6.1. Уровень цен в заявках, поданных для участия в имитационном КОМ, в отношении значительных объемов мощности (11% мощности в 1-й ЦЗ и 27% мощности во 2-й ЦЗ) превышает предельный размер цен на мощность (118 тыс.руб/МВт в 1-й ЦЗ и 126 тыс.руб/МВт в 2-й ЦЗ). Это означает, что при неизменности ценовой политики поставщиков (отказе снизить уровень ценовых заявок до предельного размера) в ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного размера цены на мощность, по результатам КОМ будут сформированы объемы непокрытого спроса на мощность. В соответствии с Правилами ОРЭМ такие объекты считаются не отобранными в КОМ и в 2011 году получают статус поставляющих электроэнергию и мощность в вынужденном режиме – оплата электроэнергии и мощности по тарифу Высокая волатильность цен на мощность в ЗСП, в которых КОМ проводится без применения предельного размера цены на мощность: высока вероятность формирования неадекватно высокой цены, в случае если высокие ценовые заявки будут поданы в отношении объемов, превышающих 15% (10%); высока вероятность формирования «нулевой» цены КОМ (в т.ч. и для дефицитных ЗСП) вследствие наличия требования Правил ОРЭМ по подаче аффилированными лицами в пределах одной ЗСП ценопринимающих заявок на долю мощности в отношении принадлежащих им генерирующих объектов, и одновременного ограничения влияния на цену ЗСП 15% (10%) самых дорогих заявок в ЗСП.

14 Кривая предложения по 1 ценовой зоне Кривая предложения по 2 ценовой зоне Ценовые заявки на имитации

15 ЗСПОтобрано Не отобрано Цена1 Срезка 10%/15% Минимальная цена Предельная цена Максимальная заявка среди отобранных 8-Урал Тюмень Сев.Тюмень СБУ Пермь Вятка Волга Киндери Балаково Кавказ Волгоград Каспий Ростов Кубань Сочи Геленджик Махачкала Центр Вологда Москва Запад Кольская ая ЦЗ Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г. 1 ценовая зона

16 ЗСПОтобрано Не отобрано Цена 1 Срезка 10%/15% Минимальная цена Предельная цена Максимальная заявка среди отобранных 1-Сибирь Ю.Кузбасс Омск Чита Бурятия Алтай Хакасия ая ЦЗ Оценочный расчет результатов КОМ на 2011 г. 2 ценовая зона

17 Сроки проведения КОМ на 2011 г. ЭтапСроки 1Подготовка к проведению КОМ 1.1. Публикация Приказов Минэнерго РФ о порядке определения спроса и учета в КОМ тех.параметров Предоставление СР в СО реестра участников КОМ и реестра мощности, подлежащей обязательной покупке Публикация СО информации, необходимой для проведения КОМ Предоставление участниками КОМ в СР заявлений о наличии ген.оборудования, не соответствующего минимальным тех.требованиям Прием ценовых заявок этап приема заявок – подача ценовых заявок участниками КОМ Подписание поставщиками агентских договоров, обеспечивающих заключение ДПМ (с учетом проведения корпоративных процедур) Предоставление СР в СО уточненного реестра участников КОМ (с учетом ген.оборудования, не соответствующего мин.тех.требованиям) и реестра мощности, подлежащей обязательной покупке (с учетом переноса сроков) этап приема заявок – уточнение ценовых заявок участниками КОМ в части ценовых и технических параметров Подведение итогов КОМ 3.1.Передача СО в ФСТ перечня неотобранных и «самых дорогих» генераторов Получение СО от ФСТ тарифов «самых дорогих» генераторов и надбавок для АЭС/ГЭС Публикация СО итогов КОМ, передача СО реестра итогов КОМ в КО Процедуры коммерческой инфраструктуры по итогам КОМ (заключение договоров поставки, «привязка»,…)

Спасибо за внимание!

19 Период поставки и оплаты – 1 год Строительство новой, поддержание действующей мощности 4 года Заключение ДПМ и договоров с новыми АЭС и ГЭС КОМ проводит СО на 4 года вперед При наличии существенных отклонений условий проведения КОМ до 1 октября года, предшествующего началу поставки мощности, СО проводит корректировочный КОМ. на 2011 на 2012 на 2013 на 2014 до 1 октября 2010до 1 июня Конкурентный отбор Конкурентные отборы на 2015 на 2016 до 1 декабря 2011 Конкурентный отбор Постановлением Правительства РФ от установлен порядок и сроки проведения долгосрочных конкурентных отборов мощности 19 Сроки проведения КОМ

20 Учет ценовых параметров заявки В случае заявления согласия на приведение ценовых параметров заявки в соответствие с требованиями Правил ОРЭМ ценовые параметры заявки в КОМ моделируются следующим образом : При установлении предельного уровня цены в данной ЗСП: В случае превышения цены в заявке относительно максимальной цены за мощность (118 тыс. руб/МВт в 1-ой ЦЗ /126 тыс. руб/МВт во 2-ой ЦЗ), устанавливается модельная цена, равная максимальной цене. При отсутствии предельного уровня цены в данной ЗСП: Для ГЕМ одного поставщика (группы аффилированных поставщиков) устанавливается модельное ценопринимание на величину не меньше разности установленной мощности поставщика и 15% (10% во Сибири) совокупной установленной мощности в ЗСП. Обязательное ценопринимание устанавливается в ЗСП: для ГЕМ, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов АЭС и ГЭС субъектов оптового рынка, имеющих право в соответствии с Правилами оптового рынка заключать договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС (только при проведении КОМ на 2011 и 2012 гг.). для всех ГЕМ, зарегистрированных за субъектом оптового рынка, который не воспользовался правом заключения ДПМ. для всех ГЕМ, зарегистрированных за субъектом оптового рынка, который более чем на 1 год просрочил ввод хотя бы одного генерирующего объекта по ДПМ.