Функционирование балансирующего рынка (БР). Особенности участия поставщиков Догадушкина Ю.В. 1.03.07 CARANA Corporation. - презентация

1 Функционирование балансирующего рынка (БР). Особенности участия поставщиков Догадушкина Ю.В CARANA Corporation

2 2 Правила. Основные положения. Механизмы торговли на оптовом рынке по регулируемым договорам (на э/э и на мощность) по свободным договорам по конкурентным ценам РСВ отклонения по цене балансирующего рынка отклонения по свободным договорам купли- продажи отклонений по тарифам – ФСК, параллельная работа, отклонения потребителей по мощности

3 C ARANA Corporation 3 Бизнес-процесс работы оптового рынка Покупатель Поставщик СО Макс. потребление в сутки Х Уведомление о составе оборудования Сутки (Х – 2) Покупатель Поставщик СО АТС Сутки (Х – 1) Состав оборудования Рмин, Рмакс Заявка на РСВ Плановое почасовое потребление Плановое почасовое производство Заявка на РСВ Сутки (Х) Поставщик СО Управление режимом В течение суток Х – конкурентный отбор для балансирования системы Покупатели в сутки (Х – 1), [частичные участники - (Х-2)] заявляют СО максимальное значение планируемого в сутки Х почасового потребления э\э СО на основе заявленных максимальных значений потребления и своего прогноза почасового потребления выбирает к включению генерирующее оборудование Максимальные значения потребления и Рмин/Рмакс выбранного к включению оборудования учитываются при проведении конкурентного отбора на РСВ

4 C ARANA Corporation 4 Подача заявок на покупку и продажу электроэнергии на РСВ Заявки подаются по каждой ГТП на каждый час суток Заявки на продажу электроэнергии содержат 4 пары «цена-количество» объему, соответствующему Рмин, должна отвечать ценопринимающая ступень суммарный объем в парах 1 – 3 должен быть не меньше Рмакс цена в парах 1 – 3 должна соответствовать конкурентному уровню объем в 4-ой (дополнительной) паре – не менее установленной мощности генерирующего оборудования в ГТП

5 C ARANA Corporation 5 Рынок на сутки вперед ПокупательПоставщик заявка Ц РСВ Объем РСВ – полный объем производства/потребления Плановое почасовое потребление Плановое почасовое производство Объем РД покупателя Плановое почасовое потребление 1) 2) Покупка по Ц РСВ Продажа по Ц РСВ Объем РД поставщика Плановое почасовое производство 1) 2) Продажа по Ц РСВ Покупка по Ц РСВ Конкурентный отбор заявок - на полные объемы планируемого производства/потребления Объемы покупки/продажи по цене РСВ Объемы, не вошедшие в план РСВ – на БР!

6 C ARANA Corporation 6 Балансирующий рынок – суть Цена БР Объем БР Объем РСВ Цена руб./МВт план Факт Цена РСВ Снижение потребления Объем БР Цена руб./МВт План Факт Цена БР Цена РСВ Увеличение потребления Объем РСВ Системный оператор в балансирующем рынке осуществляет конкурентный отбор заявок поставщиков э/э и участников с регулируемым потреблением, исходя из минимизации стоимости удовлетворения возникшего спроса на э/э для актуальных системных условий Результатом конкурентного отбора являются: диспетчерские объемы э\э и индикаторы стоимости

7 C ARANA Corporation 7 Балансирующий рынок – ценовые сигналы Конкурентное ценообразование на основе заявок Минимизация стоимости поставки э\э Экономическое стимулирование выполнения участниками команд системного оператора – поощрение внешних инициатив Отсутствие стимулов искажать объемы производства/потребления и спекулировать на ценах балансирующего рынка – отклонения по собственной инициативе не могут быть выгоднее, чем покупка/продажа в режиме за сутки Ценовой индикатор балансирующего рынка отражает реальную ситуацию на рынке (участник видит его заранее)

8 C ARANA Corporation 8 Состав участников До 1 сентября 2006г. участники балансирующего рынка – все участники регулируемого сектора, кроме экспортеров/ импортеров После 1 сентября 2006г. (с введением НОРЭМ) – все участники оптового рынка по всем своим ГТП

9 C ARANA Corporation 9 Подача заявок для участия в конкурентном отборе БР Ценовые заявки в БР поставщиков совпадают с их ценовыми заявками, поданными для участия в РСВ (до суток Х-1). ГЭС (и ГАЭС) подают только ценопринимающие заявки Заявки покупателей не учитываются!!!, но Участники с регулируемым потреблением в отношении объектов управления подают в АТС отдельные ценовые заявки для участия в БР до суток Х-1 Все участники, подавшие заявки на БР и не дисквалифицированные, имеют право подавать оперативные ценопринимающие заявки (ОЦЗ) на увеличение (уменьшение) объемов производства/ потребления. ОЦЗ принимаются Системным оператором за [360] минут до начала конкурентного отбора

10 C ARANA Corporation 10 Формирование индикаторов БР Покупатели, кроме участников с регулируемым потреблением, подавших заявки специально на БР Генераторы, не подавшие ценовых заявок в РСВ Участники, получившие от СО признак дисквалификации в данный час 4-е ступени в заявках генераторов + Объемы отклонения по собственной инициативе ИС Объемы отклонения по внешней инициативе (ИВ), произошедшие внутри часа (ИВ0) или в результате действия противоаварийной автоматики (ИВА) В определении индикаторов в БР не участвуют:

11 C ARANA Corporation 11 Результаты конкурентного отбора Диспетчерские объемы э/э – актуальные полные объемы производства. Их отклонения от планового почасового производства/потребления формируют плановые объемы отклонений по внешней инициативе (ИВ1) Индикатор стоимости диспетчерских объемов (далее-индикатор) в узле расчетной модели - минимальная цена производства с учетом возможностей доставки последнего 1 МВтч потребления данного узла в данный час Равновесные цены на балансирование вверх (вниз) как максимум (минимум) из индикатора и цены РСВ В результате конкурентного отбора формируются:

12 C ARANA Corporation 12 Определение диспетчерских объемов В первую очередь при отборе учитываются ценопринимающие заявки со след. приоритетами: Первый: ценопринимание системных генераторов и АЭС технические минимумы станций Второй: ГЭС и теплофикационные режимы ТЭЦ Третий и четвертый: все остальные объемы по ценоприниманию (в т.ч. двусторонние договоры) Затем объемы по ценовым заявкам свыше приоритетных В последнюю очередь - дисквалифицированные и не подающие заявки на объем свыше ТГ до Pmax, а также объемы свыше Pmax (учитываются по 10Тэ\э)

13 C ARANA Corporation 13 Определение составляющих величин отклонений Факт – План = О О = ИВ1 + ИВ0 + ИВ01+ ИВА + ИС ИВ1 = Дисп.объем – План(ТГ) ИВ0 – результат внеплановых диспетчерских команд в промежутке между расчетами ИВ01 – результат «сглаживания» ПБР при переходе к диспетчерскому графику ИВА – результат управляющих воздействий противоаварийной и системной автоматики ИВ = ИВ1 + ИВ0 + ИВА (применяется для расчета отклонений в случае, если отклонения разнонаправлены) ИС составляющая величина отклонения по собственной инициативе Каждой составляющей величине отклонения соответствует своя ставка по оплате

14 C ARANA Corporation 14 Формирование стоимости отклонений Стоимость отклонения определяется как сумма произведений составляющих величин на соответствующие ставки Равновесная цена на балансирование вверх (Ц+) равна максимуму из индикатора («i») и цены ССТ Равновесная цена на балансирование вниз (Ц-) равна минимуму из индикатора («i») и цены ССТ Поставщики, подавшие ценовые заявки (кроме оперативных ценоприн-щих) ГЭС (ГАЭС)Поставщики, отобранные по оперативным ценоприн-щим заявкам Поставщики, не подавшие заявки, или дисквалифиц ированные Потребители с регулируемой нагрузкой Потребители с нерегулируе мой нагрузкой ИВ+ / ИВ- Max (i; Ц_ заяв ) Min (i; Ц_ заяв ) Max (i ; Тээ) Мin (i ; Тээ) Индикатор (i) Min (i ; Ц_ заяв ) Max (i ; Ц_ заяв ) ½ Ц– 2 Ц+ ИС+ / ИС- Мin (Ц– ; Ц_ заяв ) Мax (Ц+ ; Ц_ заяв ) Мin (Ц– ; Тээ) Мax (Ц+ ; Тээ) Ц– Ц+ Ц– Ц+ Мax (Ц+ ; Ц_ заяв ) Мin (Ц– ; Ц_ заяв ) Ц+ Ц–

15 C ARANA Corporation 15 Основные изменения правил расчета стоимости отклонений после введения НОРЭМ Для поставщиков: Плата за отклонение по внешней инициативе не может быть хуже того, что заявлял участник Плата за отклонения больше не зависит от регулируемых тарифов (кроме ГЭС и ГАЭС)

16 C ARANA Corporation 16 Отклонения по регулировочной инициативе При формировании Pmin и Pmax на РСВ СО выдает указания на суммарный объем необходимого снижения Pmax в отношении отдельных ГТП, удовлетворяющих заданным условиям (далее – внешняя регулировочная инициатива - РИВ) До начала конкурентного отбора на БР СО выдает указания на суммарный объем необходимого снижения (увеличения) Pmax (Pmin) в отношении ГТП, удовлетворяющих заданным условиям (далее – внешняя регулировочная инициатива вниз (вверх) на БР), по сравнению со значениями, установленными на РСВ Объемы отклонений по внешней регулировочной инициативе учитываются при формировании требований (обязательств) Собственная регулировочная инициатива (РИС) не оплачивается объем Заявка участника Настоящий Pmax РИС Pmax РИВ цена Pmax РИВ = объем загрузки Не получит участник Получит участник

17 C ARANA Corporation 17 Стоимостной остаток в БР Возникает, если суммарные обязательства участников на БР по оплате отклонений отличаются от суммарных требований по оплате отклонений Если отрицательный - собирается с отклонившихся по ИС Если положительный – распределяется на отклоненных по ИВ и на мало отклонившихся по ИС потребителей Дополнительно поощряются участники, которые вовремя выполняют требования по коммерческому учету, и наказываются те, кто не выполняет Распределение стоимостного остатка на БР усредняется за месяц В результате корректировки требований/ обязательств участников по итогам месяца достигается стоимостной баланс БР

18 C ARANA Corporation 18 Расчет финансовых обязательств и выставление счетов В течение месяца, следующего за расчетным, НП «АТС»: получает данные коммерческого учета по всем участникам получает от СО-ЦДУ данные по отклонениям по внешней инициативе, в том числе за счет автоматики рассчитывает объемы отклонений по собственной инициативе рассчитывает финансовые обязательства и требования участников с учетом распределения стоимостного остатка БР выставляет счета участникам

19 C ARANA Corporation 19 Основания для дисквалификации поставщиков Техническая неготовность к восприятию регулярных команд диспетчерского управления и (или) получению/передаче оперативных уведомлений Операционная дисквалификация ГТП: нарушение технических требований по обмену технологической информацией с автоматизированной системой СО систематическая техническая неготовность к исполнению команд или низкое качество исполнения немотивированный отказ от исполнения команд, а также невыполнение требований регламента оперативного диспетчерского управления

20 C ARANA Corporation 20 Финансовые последствия дисквалификации Ценовые заявки не учитываются при проведении конкурентного отбора на БР и расчете стоимости отклонений, нет возможности подавать оперативные ценопринимающие заявки Отклонения по ИВ – в последнюю очередь (после участников, подающих заявки) => В основном, отклонения по ИС, что не выгодно Не оплачивается упущенная выгода за внешнюю регулировочную инициативу

21 C ARANA Corporation 21 Участники с регулируемым потреблением Участники, которые технологически в реальном времени могут выполнять на объектах управления в пределах заданного диапазона регулирования команды СО: Участники в отношении энергопринимающих устройств и (или) не выделенных в отдельную ГТП генерирующих объектов (блок-станций) – в заявительном порядке при выполнении технических требований Участники в отношении генерирующих объектов, удовлетворяющих требованиям оптового рынка и принадлежащих данному участнику – регистрируются всегда, но, возможно, с дальнейшей дисквалификацией Преимущества: Возможность подачи ценовых и оперативных ценопринимающих заявок в отношении объекта регулирования – участие в формировании цен БР Поощрение за отклонения по внешней инициативе по цене не ниже заявленной

22 C ARANA Corporation 22 Участники с регулируемым потреблением в отношении блок-станций Нужно разделять 3 случая: Станция установленной мощности более 25 МВТ, тогда возможны варианты: регистрируется отдельная ГТП генерации согласно общим правилам НОРЭМ. Для ГП (ЭСО), если была покупка с розницы больше 25 МВт, это обязательно.Далее участвует в рынке на общих принципах для электростанций ГТП генерации не регистрируется, зато регистрируется ГТП потребления с регулируемой нагрузкой. В таком случае появляется возможность подавать заявки непосредственно на балансирующий рынок и получать команды (а также финансовый доход от их исполнения) Системного оператора на изменение потребления Станция установленной мощностью выше 5 МВт, но ниже 25 МВт: в уведомлении Системному оператору о максимальном почасовом потреблении указываются отдельно от потребления. При выполнении технических требований возможна регистрация ГТП потребления с регулируемой нагрузкой Генерация станции установленной мощностью ниже 5 МВт на оптовом рынке сальдируется с выработкой

23 C ARANA Corporation 23 Участники с регулируемым потреблением в отношении блок-станций (2) На период осенне-зимнего периода (с декабря по апрель) привлечение розничной генерации (блок-станций) к участию в балансировании системы Механизм участия в БР - как потребитель с регулируемой нагрузкой в отношении блок- станции Подача ценовых заявок на возможные объемы регулирования Оплата участия в балансировании - по ценам БР, и не ниже заявленной цены Льготы: для ЭСО, представляющих блок- станции, на период осенне-зимнего периода не обязательно выполнение технических требований к системам связи

24 C ARANA Corporation 24 Регламенты БР Регламент подачи ценовых заявок Участниками оптового рынка ( 5) Регламент регистрации свободных двусторонних договоров купли-продажи отклонений ( 6.3) Регламент О Д У электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России ( 9) Приложение 1: Методика формирования СО оперативного прогноза потребления активной мощности Приложение 2: Методика дисквалификации ГТП и объектов управления в БР Приложение 3: Требования к участникам БР в части обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО (генерация и участники с регулируемым потреблением) Регламент проведения конкурентного отбора заявок для балансирования системы ( 10) Приложение 1: математическая модель Регламент определения объемов, инициатив и стоимости отклонений ( 12)

25 C ARANA Corporation 25 Торговля мощностью Мощность – особый товар, покупка которого предоставляет участнику право требования обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке э/э Чтобы обеспечить готовность необходимо: участие в ОПРЧ, регулировании реактивной мощности, для ГЭС - ВР (> 100МВт – АВР) работа генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО режимом, включая соблюдение минимального и максимального почасовых значений мощности соблюдение графика ремонтов контроль мощности в уведомлениях СО и объемов э/э в ценовых заявках (не ниже Рмакс) соблюдение заданных СО состава и параметров оборудования, отсутствие отклонений ИС >5% отсутствие случаев манипулирования ценами Соглашение поставщиков об обеспечении готовности в ценовой зоне в целом и возмещении убытков, нанесенных неисполнением обязательств ФСТ утверждает коэффициенты для каждого требования, понижающие стоимость мощности, в случае его неисполнения Обязательства по покупке мощности по РД – мощность из баланса ФСТ, умноженная на коэффициент резервирования АТС рассчитывает фактическую мощность с 2007 года покупка/продажа недостающей/избыточной по факту мощности по средней цене РД со штрафующими коэффициентами ФСТ – между покупателями Выполнил требования Не выполнил требования Пониженное качество РД Ген П П П