Архангельск 2011 г.. 2 Этапы реформирования электроэнергетики Ценовые зоны ОРЭ Неценовые зоны ОРЭ 2011год2006год Разделение энергокомпаний по видам деятельности. - презентация

1 Архангельск 2011 г.

2 2 Этапы реформирования электроэнергетики Ценовые зоны ОРЭ Неценовые зоны ОРЭ 2011год2006год Разделение энергокомпаний по видам деятельности (генерация, сети, сбыт) Прекращение деятельности РАО ЕЭС России 2008год Окончание переходного периода реформирования электроэнергетики Свободное ценообразование, 100% либерализация 100% либерализация (кроме населения) Правила определения стоимости электроэнергии на РРЭ и оплаты отклонений 2007год2009год2010год Правила определения стоимости электроэнергии на РРЭ и оплаты отклонений Либерализация цен Вступление в силу Правил оптового и розничного рынков (ППРФ 529 и ППРФ 530)

3 3 Постановлением Правительства РФ от определён перечень территорий неценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности), в границах которых оптовая торговля электрической энергией (мощностью) осуществляется по регулируемым ценам (тарифам). К ним относятся: -территория Республики Коми; -территория Архангельской области -территория Архангельской области ; -территория Калининградской области; -Территория Дальнего Востока. Архангельская область – неценовая зона оптового рынка

4 4 Неценовые зоны оптового рынка электроэнергии (мощности) Внезональный энергорайон Неценовая зона Дальнего Востока: Хабаровский край, Приморский край, Амурская область, Респ. Якутия (Юг) Неценовая зона Республика Коми Неценовая зона Архангельская область Неценовая зона Калининградская область

5 Оптовый рынок Оплата по ценам исходя из тарифов поставщиков Оплата отклонений по электроэнергии (мощности) Розничные потребители Оплата по тарифам, отсутствуют штрафы за отклонения 5 Действующие правила торговли в неценовых зонах 5

6 Определение стоимости электроэнергии и стоимости отклонений происходит 1 раз в час. В объеме V 1_факт По тарифу T 1 В объеме V 2_факт По тарифу T 2 В объеме V 3_факт По тарифу T 3 В объеме V 4_факт По тарифу T 4 СТОИМОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ в объеме V факт = V 1_факт + V 2_факт + V 3_факт + V 4_факт по цене равной средневзвешенному тарифу поставщиков + СТОИМОСТЬ ОТКЛОНЕНИЙ в объеме V отклон = V план – V факт по цене равной средневзвешенному тарифу поставщиков, умноженной на коэффициент в зависимости от величины V отклон Тарифы Поставщиков утверждаются приказом ФСТ РФ Поставщик 1 Поставщик 4 Поставщик 2 Поставщик 3 Формирование стоимости электроэнергии, приобретаемой у поставщиков оптового рынка 6

7 Покупка ОАО «Архэнергосбыт» электроэнергии (мощности) на оптовом рынке 7

8 8

9 9 Отклонения на оптовом рынке В настоящее время отклонения на оптовом рынке – убытки ОАО «Архэнергосбыт» Нештрафуемый коридор 2% Потребитель 3 Штраф Потребитель 2 Потребитель 1 Отклонения ОАО «Архэнергосбыт» - сумма отклонений потребителей розничного рынка 9

10 Изменения в законодательстве Постановление Правительства РФ от «О расчете стоимости электрической энергии (мощности) для потребителей в переходный период на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка» 10 Изменения в Правила функционирования розничных рынков (утв. ППРФ от г. 530) и Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации (утв. ППРФ от г. 109) Поручение ФСТ России в 3-х месячный срок утвердить Правила применения цен (тарифов), определения стоимости электрической энергии (мощности), реализуемой на розничных рынках по регулируемым ценам (тарифам), оплаты отклонений фактических объёмов потребления электрической энергии (мощности) от договорных, а также возмещения расходов в связи с изменением договорного объёма потребления электрической энергии (мощности) на территориях, не объединенных в ценовые зоны Стоимость фактического объёма потребления электрической энергии (мощности) для потребителей розничного рынка на территориях неценовых зон и стоимость отклонений фактического объёма потребления (производства) электроэнергии (мощности) от договорного определяется в соответствии с Правилами Утверждены Приказом ФСТ РФ от э/4 (опубликованы в РГ )

11 11 Принципиальные изменения

12 12 Принципиальные изменения После введения Правил Сегодня 1.Уровень напряжения 2.Число часов использования мощности 1.Уровень напряжения 2.Число часов использования мощности 3.Цена электроэнергии на оптовом рынке 4.Точность планирования собственного потребления (величина отклонений) Факторы, влияющие на цену электроэнергии для потребителя

13 13 Принципиальные изменения Сегодня -фактический объем потребления электрической энергии потребителем; -тариф на электрическую энергию, установленный органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов для данной категории потребителей: Определение стоимости электроэнергии для потребителя средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), приобретаемой ГП на оптовом и розничном рынках иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности)

14 14 Основные принципы определения стоимости электроэнергии и мощности на РОЗНИЧНОМ рынке Стоимость электроэнергии (мощности) определяется как сумма стоимости предварительно рассчитанных обязательств по оплате фактического объема потребления электрической энергии (мощности) и стоимости отклонений фактического потребления электрической энергии (мощности) от договорного: Не зависит от действий потребителя. Определяется исходя из тарифа, установленного для данной категории потребителей. Зависит от качественного планирования потребителем собственного электропотребления Потребитель может минимизировать величину отклонений при условии качественного планирования и контроля величины своего потребления После введения Правил

15 15 Трансляция цены с оптового на РОЗНИЧНЫЙ рынок Предварительно рассчитанные обязательства по оплате фактического объема потребления электроэнергии: - фактический объем потребления электрической энергии (мощности); - тариф на электрическую энергию (мощность), утверждённый Агентством по тарифам и ценам Архангельской области; - удельная стоимость электроэнергии (мощности) оптового рынка, учтенная при утверждении тарифов для потребителей / индикативная цена на электрическую энергию, установленная ФСТ РФ ( J = Т ээ_опт ); - коэффициент, отражающий изменение фактической стоимости электрической энергии (мощности) на оптовом рынке от стоимости, предусмотренной в прогнозном балансе; - коэффициент, отражающий долю потребления электрической энергии (мощности) населением в объемах покупки на оптовом рынке в соответствии с прогнозным балансом для соответствующего месяца Коэффициенты α и β определяются отдельно для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному, двухставочному тарифу и тарифу, дифференцированному по зонам суток.

16 Население (приравненные к населению) – без изменений: оплата строго по установленному тарифу. Прочие потребители розничных рынков – по ценам, определенным исходя из установленных регулируемых тарифов в соответствии с Правилами применения тарифов, утвержденных ФСТ РФ. Как будут определяться цены для потребителей розничного рынка исходя из изменения цены оптового рынка: Т ээ_розн + Т передача + Т услуги Средневзвешенная цена покупки на ОРЭМ ( Т опт = J ) S предв. = V факт. (T + Jαβ) При снижении цен на оптовом рынке цены для конечных потребителей снижаются, и наоборот при росте - увеличиваются 16 Розничный тариф Удельная стоимость оптового рынка Цена Принципы расчетов на розничном рынке 16 Средневзвешенная цена покупки на ОРЭМ ( Т опт = J )

17 Коэффициенты, используемые для определения предварительных обязательств по оплате α (составляющая изменения цены на оптовом рынке)β (влияние населения на формирование цены) Удельная субсидия А В B A Стоимость ед. по балансу население балансовый объём С D Стоимость ед. по факту C + DC + D C - 1 Определение коэффициентов α и β 17 β 1,3

18 год. Цена поставки (покупки) электроэнергии для ОАО «Архэнергосбыт» на оптовом рынке.

19 для потребителей БОЛЕЕ 750 кВА Планирование почасового объема потребления; Оплата почасовых отклонений; Коэффициенты соответствуют коэффициентам оптового рынка для отклонений по собственной инициативе; Коэффициенты вводятся поэтапно, предусматривается переходный период Планирование почасового объема потребления; Оплата почасовых отклонений; Коэффициенты соответствуют коэффициентам оптового рынка для отклонений по собственной инициативе; Коэффициенты вводятся поэтапно, предусматривается переходный период для потребителей МЕНЕЕ 750 кВА S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ Стоимость отклонений, оплаченная > 750 кВА и розничными генераторами коэффициенты – расчетные: для отклонений менее 2% - коэффициент 1.0 к отклонениям более 2% применяются расчетные коэффициенты Принципы оплаты отклонений для различных потребителей

20 за 2 (двое) суток до дня фактической поставки Обязанность предоставлять ГП плановые почасовые объёмы (ППП) электропотребления за 2 (двое) суток до дня фактической поставки. Если не предоставил, договорный объём в соответствующий час – ноль. Объемы ППП электрической энергии заявляются потребителями суммарно в отношении энергопринимающих устройств, присоединенная мощность каждого из которых составляет более 750кВА, представленных точками поставки, включенными в группу точек поставки ГП (ЭСО, ЭСК) p на оптовом рынке. Почасовой расчёт стоимости отклонений: Принципы расчёта отклонений для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА 20

21 Если потребитель не уведомил ГП не позднее двух суток до начала фактической поставки о плановых почасовых объемах потребления, то договорный объем потребления электрической энергии в соответствующий час принимается равным: -до 30 июня 2011 года включительно - частному от деления месячного договорного объема потребления электрической энергии на количество часов в месяце поставки; - с 1 июля 2011 года до 31 декабря 2011 года включительно: 1) частному от деления выделенного потребителем из месячного договорного объема потребления объема электрической энергии, соответствующего потреблению энергопринимающих устройств с присоединенной мощностью более 750 кВА (за вычетом объемов потребления населением), на количество часов в месяце поставки (в случае если потребителем из договорного объема выделено потребление энергопринимающих устройств с присоединенной мощностью более 750 кВА); 2) нулю (в случае если потребителем из договорного объема не выделено потребление энергопринимающих устройств с присоединенной мощностью более 750 кВА); - с 1 января 2012 года – нулю. Принципы расчёта отклонений для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА (Любой вариант тарифа) 21 Принцип определения запланированного объёма поставки

22 Для потребителя электрической энергии с интегральным учетом ГП определяет почасовое фактическое количество электрической энергии, потребленное данным потребителем, расчетным способом на основании фактического значения потребленной электрической энергии за указанный месяц в соответствии с алгоритмом, определенным в договоре купли-продажи электрической энергии (энергоснабжения). Если в договоре стороны не согласовали алгоритм определения почасового фактического объема потребления, то ГП определяет почасовое количество фактически потребленной электрической энергии для таких потребителей пропорционально профилю нагрузки ГП на оптовом рынке в данном месяце. ГП определяет почасовое количество фактически поставленной электрической энергии от потребителей с присоединенной мощностью более 750 кВА опосредованно присоединенным потребителям по алгоритму, применяемому ГП в отношении потребителя, к которому осуществлено указанное опосредованное присоединение. Принципы расчёта отклонений для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА (Любой вариант тарифа) 22 Принцип определения фактического объёма потребления

23 2% 5% -2% -5% 10% -10% 15% 25% -15% -25% Кповыш. = 1,00 Кпониж. = 0,50 Кповыш. = 1,00 Кповыш. = 1,15 Кповыш. = 1,10 Кповыш. = 1,05 Кповыш. = 1,25 Кповыш. = 1,15 Кповыш. = 1,07 Кповыш. = 1,12 Кповыш. = 1,25 Кпониж. = 0,65 Кпониж. = 0,75 Кпониж. = 0,55 Кпониж. = 0,70 Кпониж. = 0,85 Кпониж. = 0,65 Кпониж. = 0,80 Кпониж. = 0,95 Кпониж. = 1, отклонения Отклонения для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА (Двухставочный тариф) 23 ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

24 Стоимость мощности в объёме превышения величины фактической мощности над договорной : где k – повышающий коэффициент, равный 1,05. Если величина фактической мощности сложилась ниже заявленной (договорной), оплата производится за величину договорной мощности. Отклонения для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА (Двухставочный тариф) 24 МОЩНОСТЬ

25 отклонения Отклонения для потребителей с присоед. мощностью более 750кВА (Одноставочный, «зонный» тариф) 25 -2% 10 % -10% 2% 5% -5% 25% -25% Кповыш. = 1,00 Кпониж. = 0,85 Кповыш. = 1,07 Кповыш. = 1,05 Кповыш. = 1,02 Кповыш. = 1,05 Кповыш. = 1,10 Кповыш. = 1,07 Кповыш. = 1,05 Кповыш. = 1,10 Кповыш. = 1,15 Кпониж. = 0,90 Кпониж. = 0,95 Кпониж. = 0,90 Кпониж. = 0,95 Кпониж. = 0,97 Кпониж. = 0,90 Кпониж. = 0,95 Кпониж. = 0,97 Кпониж. = 1,00 50% -50% Кповыш. = 2,00 Кповыш. = 1,75 Кповыш. = 1,50 Кпониж. = 0,45 Кпониж. = 0,35 Кпониж. = 0,25 Кповыш. = 1,50 Кпониж. = 0,50 Кповыш. = 1,25 Кповыш. = 1,10 Кпониж. = 0,65 Кпониж. = 0,75 10%

26 Отклонения для потребителей с присоед. мощностью менее 750кВА 26 До 30 июня 2011 года: С 01 июля до 31 декабря 2011 года: С 01 января 2012 года: S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ Стоимость отклонений, оплаченная > 750 кВА и розничными генераторами S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ S Отклонений ГП (ЭСО, ЭСК) на ОРЭМ

27 27 Пример расчёта стоимости отклонений для потребителей ПЛАНФАКТОТКЛОНЕНИЕ Коридор К повыш./ К пониж. Стоимость отклонений тыс.кВт*ч тыс.руб.тыс.кВт*ч%тыс.руб. % от стоимости э/э , %> 10%1,15720,003,4% , %> 10%1,15360,002,3% , %> 10%1,15180,001,4% , %5-10%1,1042,000,4% , %2-5%1,059,600,1% ,12 8 0%< 2%1,000,000,0% , %> (-2)%1,000,000,0% , %(-2)%-(-5)%0,959,600,1% , %(-5)%-(-10)%0,9042,000,4% , %< (-10)%0,85180,002,3% , %< (-10)%0,85360,006,9% , %< (-10)%0,85648,0062,1%

28 Результат: Минимизация отклонений и минимизация стоимости электроэнергии 28 Пример расчёта стоимости отклонений для потребителей Задача потребителя: 1.Правильно спланировать собственное электропотребление. 2.Обеспечить соответствие фактического электропотребления плановому

29 29