1 Основные преобразования на оптовом рынке электроэнергии (мощности) Консультант Центра управления реформой ОАО РАО «ЕЭС России» В.А. Борохов. - презентация

1 1 Основные преобразования на оптовом рынке электроэнергии (мощности) Консультант Центра управления реформой ОАО РАО «ЕЭС России» В.А. Борохов

2 2 Формирование РД на 2007 год-I Двухэтапность формировании схемы прикрепления: 1-ый этап: привязка на январь 2007 г 2-ой этап: привязка на период с 1 февраля до 31 декабря 2007 г Определение объемов производства/потребления по РД на январь 2007 г: исходя из балансовых объемов производства и потребления доля 95% применяется к балансовым объемам потребления, не включающим объемы потребления населением контрагенты по РД определяются исходя из балансовых объемов без тарифов для поставщиков и индикативных цен для покупателей Особенности определения схемы прикрепления на период : Используются тарифы для поставщиков, утвержденные на 2007 г Совокупная стоимость э/э (мощности) для покупателей по РД в течение всего 2007 г. соответствует индикативным ценам на э/э (мощность)

3 3 Формирование РД на 2007 год-II Обязательная либерализация на 5% от балансовых объемов (за искл. объема потребления населением) – с 1января 2007 г. Возможность дальнейшей либерализации с июля 2007 г на 10% (за искл. объема потребления населением) Двухэтапность договорной компании на 2007 г. При вступлении в силу РД второго этапа прекращают действие РД первого этапа При формировании РД на поставку электроэнергии балансовый объем потребления/производства разбивается по часам суток Покупатель э/э по РД оплачивает 3% потерь (с учетом «норматива» потребления на собственные нужды генерации – для ГТП потребления, в отношении которой используется «норматив»)

4 4 Ценообразование в регулируемой части оптового рынка покупка по РД осуществляется по тарифам поставщиков НЕТ тарифов для покупателей – есть индикативные цены (для «привязки» по РД и для конечных тарифов на розничном рынке): в 2006 г. – использовались одноставочные тарифы 2006 г. с 2007 г. - две отдельные цены – на э/э и на мощность с 2008 г. – метод индексации тарифов 2007 г.

5 5 Снижение объемов покупки по РД Снижение объемов по РД в одностороннем порядке разрешается покупателям: не более чем до 90% от баланса 2007 года (без уменьшения объемов потребления населением) пропорционально по всему пакету РД только по э\э Частичным участникам разрешается снижать объемы РД до нуля. В итоге, частичный участник может увеличить объемы покупки в РСВ – по ценам РСВ или по СДД

6 6 Регулируемые договоры. Основные условия РД на электроэнергию РД - отдельно на э/э и на мощность (по тарифам поставщиков) «Take or pay» «Реализуются» через рынок на сутки вперед Не учитываются СО при планировании и управлении режимами – загрузка генераторов по заявкам на РСВ АТС – третья сторона РД с ограниченным набором функций не участвует в покупке (продаже) обеспечивает «пакетность» снижения объемов по РД

7 7 Правила учета регулируемых договоров в аукционе на сутки вперед Ценовая заявка подается на весь максимальный объем производства э/э (с возможностью добавочной – 4й ступеньки) – для поставщиков на весь планируемый объем потребления – для покупателей В случае подачи ценопринимающей заявки – приоритетность отбора в РСВ по отношению к договорным объемам СДД Объем планового почасового потребления засчитывается в первую очередь в счет РД Цены, по которым покупатель оплачивает объемы э/э, включенные в плановое почасовое потребление: тарифы поставщиков по регулируемым договорам цена РСВ цены свободных двусторонних договоров (в части входящего в ТГ объемов СДД) с учетом оплачиваемой покупателем разницы узловых цен

8 8 Покупка/продажа э/э во исполнение РД РД заключены на условиях take of pay: Продавец по РД покупает недостающий объем поставки по РД (объем, не включенный в ТГ) в своей ГТП по цене РСВ Покупатель по РД продает избыточный объем потребления по РД (увеличенный на процент учтенных в РД нагрузочных потерь) в ГТП генерации продавца по РД Объем потребления по РД покупателем Плановое почасовое потребление 1) 2) Покупка по ЦРСВ Продажа по ЦРСВ в ГТП пост Объем РД поставщика Плановое почасовое производство 1) 2) Продажа по ЦРСВ Покупка по ЦРСВ Объемы покупки/продажи по цене РСВ 3%потерь

9 9 Цена, руб./МВт Объем, МВТ Равновесный объем Равновесная цена Агрегированная кривая предложения на спотовом рынке Более эффективный (Г1) генератор заменил менее эффективного (Г2) Объемы по РДД Г1 Г2 Спрос и предложение на РСВ и двусторонние договоры

10 10 Рынок мощности Мощность – самостоятельный предмет торговли по РД В 2007 году вся мощность продается по регулируемым договорам Поставщик продает ежемесячно величину мощности, равную установленной мощности его генерирующего оборудования Покупатель ежемесячно оплачивает мощность, равную среднему за год месячному собственному максимуму потребления с учетом планового коэффициента резервирования на данный месяц Обязательства поставщика по РД на мощность - соблюдение установленных СО характеристик поставщика: Участие в регулировании частоты и напряжения Соблюдение графика ремонтов и подача ценовой заявки до Pmax Конкурентное поведение в РСВ и БР С 2007 года – штрафы за неправильное планирование потребления мощности

11 11 Участие потребителей в рынке мощности-I Для ЭСК рассчитывается объем мощности, составляющий плановые обязательства по покупке мощности в каждый месяц исходя из среднего за год месячного собственного максимума потребления (без потерь МСК) среднегодового максимума потребления частичных участников (в части, приобретаемой ими на розничном рынке у ЭСК) планового коэффициента резервирования на данный месяц На основе данных коммерческого учета для каждого рабочего дня месяца определяется час с 6:00 до 23:00, в который потребление э/э ЭСК и обслуживаемых ею частичными участниками максимально рассчитывается фактическое потребление мощности ЭСК в каждый месяц как среднее по рабочим дням месяца потребление в указанный час

12 12 Участие ЭСК в рынке мощности-II Для ЭСК определяется отклонение фактического потребления мощности в данный месяц от планового в этот месяц Объем мощности, составляющий фактические обязательства в данный месяц, определяется исходя из отклонения фактического потребления мощности от планового в данный месяц среднего за год месячного собственного максимума потребления фактического потребления мощности частичных участников (в части, приобретаемой ими на розничном рынке у ЭСК) фактического коэффициента резервирования в данный месяц По итогам месяца ЭСК покупает/продает дополнительные/избыточные объемы мощности

13 13 Манипуляция ком учетом Меры к участникам рынка, предоставляющим некорректные данные коммерческого учета: Распределение части отрицательного небаланса БР – с учетом количества зафиксированных случае предоставления некорректных данных Непринятие ценовых заявок в РСВ в течение месяца

14 14 Интегральные ценовые заявки Цель - внутрисуточная оптимизация загрузки генераторов Поставщику при формировании почасовых ценовых заявок необходимо учесть: интегральные ограничения по газу отличие газовых суток от операционных суток Интегральные ценовые заявки могут подаваться на период: с 0 до 9 часов с 10 до 23 часов с 0 до 23 часов Оптимизационная задача решается одновременно для всех часов операционных суток Интегральные заявки подаются монотопливными станциями. По мере готовности ПО, такие заявки могут подаваться и остальными станциями (кроме ГЭС)

15 15 Развитие НОРЭМ Введение санкций за предоставление необъективных данных ком учета Введение интегральных ценовых заявок для поставщиков В перспективе: Введение конкурентного рынка мощности Введение рынка системных услуг Объединение расчетных моделей ценовых зон Развитие рыночных отношений в неценовых зонах оптового рынка Формализация Системным оператором задачи выбора состава генерирующего оборудования Введение рынка производных финансовых инструментов, финансовых прав на передачу электроэнергии

16 16 Спасибо за внимание!