Финансовые расчеты на балансирующем рынке в НОРЭМ май 2007г. - презентация

1 Финансовые расчеты на балансирующем рынке в НОРЭМ май 2007г.

2 Общие положения ФРС Субъектный состав нового оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода (далее – НОРЭМ): Покупатели: существующие участники регулируемого сектора ОРЭ, представленные в сводном прогнозном балансе, утвержденном ФСТ России на 2006 г. И на 2007 год. участники ССТ, в отношении которых не приняты ТБР– «далее – частичные участники» Поставщики: существующие Поставщики ОРЭ, с учетом региональной генерации, вышедшей на ОРЭ с 1 января 2006 года. календарный месяц Расчетный период при проведении финансовых расчетов составляет календарный месяц для всех секторов НОРЭМ: РД – регулируемые договоры РСВ – рынок на сутки вперед БР – балансирующий рынок

3 БР : расчет финансовых обязательств и требований БР – балансирующий рынок. Товар на БР– электроэнергия. Объем сектора - продаются/покупаются «лишние/недостающие» объемы электроэнергии от объемов, зафиксированных в торговом графике + потери в сетях РСК. Договоры в БР, как в РСВ, заключаются с унифицированной стороной – ЗАО «ЦФР». Финансовые обязательства балансируются системой распределения стоимостного небаланса

4 БР: виды инициатив отклонений и особенности их расчета Внешняя инициатива Собственная инициатива ИС=ФАКТ-ТГ- ИВ ИВА +- ИВ0+- Если ИВ1 > 0 и ИВ0>0 и ИВА>0, или ИВ1 < 0 и ИВ0 < 0 и ИВА < 0 ДА НЕТ ИВ1, ИВ0, ИВАИВ=ИВ1+ ИВ0+ИВА ИВ1 узл +- ИВ1+- ИВ1 узл +- ИВ0-1 +-

5 Отклонение по внешней инициативе ИВ0-1 ППБР участника на N часов вперед … N Отклонение ИВ0-1 – есть площадь треугольника

6 min max ДО+ ИВ ИСР- V факт Цена РСВ λ V заявл Цз>λ P max-уч ПБР внешняя регулировочная инициатива Цена РСВ λ1 P max_CO ПДГ P max-уч ПДГ Участник на получит денег за ИСР Условия ИВР : цена в заявке ниже цены РСВ!

7 min max ДО+ ИВ ИСР- V факт Цена БР i V заявл Цз>i P max-уч ПБР Оперативная внешняя регулировочная инициатива на снижение Цена РСВ P max_CO ПДГ P max-уч ПДГ ИВР- P max_CO ПБР ТГ Условия ИВР -: цена в заявке ниже индикатора!

8 ТГ P max ПДГ P max- уч ПБР Влияние ИСР- на ИВ1 ИСР- ПБР ИВ1-

9 max min ТГ ТГ+ ИВ ФактP min СО Индикатор i P min ПДГ V заявл Цз>i P min-уч ПБР Оперативная внешняя регулировочная инициатива по увеличению ИСР+ Условия ИВР+: цена в заявке выше индикатора!

10 ТГ Индикатор i P min ПДГ P min-уч ПБР Влияние ИСР+ на ИВ1 ИСР+ ПБР ИВ1+

11 ИВА Приоритетность учета составляющих величин отклонения по ИВ при определении стоимости ИВ0 1 2 ИВ1 соответствует диспетчерскому объему ИВ0 соответствует сумме диспетчерского объема и составляющей величины отклонения, вызванной внеплановой командой СО и ИВО-1 ИВА соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 ИВ соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 ИС соответствует сумме диспетчерского объема и составляющих величин отклонения ИВ0 и ИВА и ИВО-1 Ценовые параметры, используемые для расчета стоимости составляющей величины отклонения соответствуют следующим рассчитанным объемам: ИВ0-1

12 Учет 4 ступени ИВ0 Ценовые параметры, используемые для расчета стоимости составляющей величины отклонения соответствуют следующим рассчитанным объемам (при наличии признака разворота блока): ИВ0-1 ИВ0-P УДГПБР

13 БР: виды используемых ценовых категорий Для различных видов отклонений по ИВ1, ИВ0, ИВ0-1, ИВА, ИС используются соответствующая срезка. Срезки рассчитываются за каждый час расчетного периода с определением ставки в узлах расчетной модели как MAX или MIN из ценовых категорий: ФСТФСТ Тарифные ставки на электроэнергию (для ГЭС и ГАЭС) РынокРынок Равновесная цена в РСВ по узлам (Ц РСВ ) Индикаторы стоимости диспетчерских объемов (i) Цены на балансирование вверх в узлеЦ (+) = макс (Ц РСВ, i) Цены на балансирование вниз в узле Ц (-) = мин (Ц РСВ, i) УчастникУчастник Цена в заявке (Т заявл.)

14 Цены на балансирование Цена на балансирование системы вниз Цена на балансирование системы вверх MAX ( i, Ц сст) MIN ( i, Ц сст)

15 БР: срезки для внешних инициатив Внешняя инициатива Увеличение объемов Т(+) ИВ1, ИВ0, ИВА, ИВ Снижение объемов Т (-) ИВ1, ИВ0, ИВА, ИВ Ценообразующие поставщики Ценовые заявки MAX (T заявл, i)MAX (T зяв, Ц+) MIN (T заявл, i)MIN (T зяв, Ц-) Ценообразующие поставщики ОЦЗ iiii ГЭСMAX (T ээ, i)MAX ( T ээ, Ц+ MIN (T ээ, i)MIN ( T ээ, Ц-) ГАЭСMAX (T ээ пост, i)MAX (T эм пст,Ц+) MIN (T ээ покуп, i)MIN (T эм пкуп,Ц-) Поставщики прочие и дисквалифицированные imax(T ээ, i)imin (T ээ, i) ИВО-1I средневз Т ээ I средневз Т ээ Потребители с РН Потребители с РН без заявки Потребители с РН (ОУ-ГЭС) MIN (T заявл, i) i MIN (Tээ, i) MIN (T заяв, i)MAX (T заявл, i) i MAX (Tээ, i) MAX (T заяв, i) Потребители неценообразующие 1/2 * Ц-1/2 *min (Tээ, Ц-) 2 * Ц+2*max (Tэм, Ц+) (регламент 12 п.4)

16 Собственная инициатива Увеличение объемов Т (+)ИССнижение объемов Т(-)ИС Ценообразующие поставщики ГЭС Поставщики прочие и дисквалиф. min (Ц-, T заявл ) MIN (Tээ, Ц-) Ц- min( T ээ, Ц-) max (Ц+, T заявл ) MAX (Tээ, Ц+) Ц+ max( T эм, Ц+) Потребители Потребители с РН Ц+ MAX (Tзаявл, Ц+), max(Tэм, Ц+)Ц- MIN (Tзаявл, Ц-), min(Tээ, Ц-) БР: срезки для собственных инициатив (регламент 12 п.4)

17 ТГ P min ПБР+1 ОЦЗ (+) оперативная ценопринимающая заявка на увеличение i ПБР1 ОЦЗ+ ПБР2 ИВ1+ ИВО- ИВ+ Расчет по i Расчет по срезке

18 ТГ ОЦЗ (-) оперативная ценопринимающая заявка на снижение i ПБР1 ОЦЗ- ПБР2 ИВ1- ИВО+ ИВ- Расчет по i

19 ТГ ОЦЗ (-) оперативная ценопринимающая заявка на снижение ПБР1 ОЦЗ- ПБР2 ИВ1+ ИВО+ Расчет по срезке Условия ОЦЗ по индикатору: однонаправленность ОЦЗ и ИВ

20 Ц+ БР: срезки для ГТП СН генерации Максимально допустимая величина почасового расхода электроэнергии на собственные нужды соответствует почасовому объему электроэнергии, производимому с использованием генерирующей мощности ТГФАКТ Максимум ППП НОРЭМ Ц- Ц РСВ

21 Расчет стоимости в ГТП генерации УЗЕЛ 1 УЗЕЛ 2 ГТП ГЕНЕРАЦИИ ИВ ИВ0 ИВА ИВ0-1 ИС ИВ1 = ИВ1 1 + ИВ1 2 Индикатор в ГТП = сумма произведений индикаторов на коэффициент разнесения из ПБР i, Ц+ (-) ФАКТ

22 Расчет стоимости в ГТП потребления УЗЕЛ 1 УЗЕЛ 2 ГТП потребления ТГИС ИС, ИВА РАЗНОСИТСЯ ПРОПОРЦИОНАЛЬНО ТГ В УЗЛЫ СРЕЗКА ФАКТИВА СТОИМОСТЬ СРЕЗКА СТОИМОСТЬ СТОИМОСТЬ ПОДНИМАЕТСЯ В ГТП

23 Расчет стоимости в ГТП потребления с рег. нагрузкой объект регулирования УЗЕЛ ГТП потребления с рег нагрузкой ТГ ИС=ФАКТ-ТГ-ИВА потр -ИВ1 ген -ИВО ген -ИВО-1 ген ИС, ИВА РАЗНОСИТСЯ ПРОПОРЦИОНАЛЬНО ТГ В УЗЛАХ СРЕЗКА ФАКТИВА СТОИМОСТЬ СРЕЗКА СТОИМОСТЬ СТОИМОСТЬ ПОДНИМАЕТСЯ В ГТП ИВ1 *-1 ИВ0 *-1 ИВ0-1 *-1 Поднимаем объемы и стоимость в ГТП ИС

24 БР: Учет свободных двусторонних договоров самостоятельно Объём, цена и порядок расчётов по двустороннему договору определяются сторонами самостоятельно, Объем договора, который был фактически исполнен в данный час рассчитывается АТС Исходя из зарегистрированного объема ДД, объема ОЦЗ, и внешней инициативы оплачивают стоимость потерь и системных ограничений Участники ОРЭ, заключившие двусторонние договоры оплачивают стоимость потерь и системных ограничений, обусловленную разницей индикаторов стоимости в группе точек поставки ГТП двустороннего договора и ГТП Продавца по договорам в БР.

25 БР: Расчет стоимости по видам отклонений Расчетные показатели стоимости Расчетные показатели стоимости отклонений определяются как произведение объема отклонений соответствующей инициативы на ставку для данного вида отклонений: Предварительные обязательства и предварительные требования Предварительные обязательства и предварительные требования определяются как сумма расчетных показателей стоимости отдельно для обязательств и отдельно для требований

26 БР: Расчет стоимости по видам отклонений Расчетные показатели стоимости Расчетные показатели стоимости отклонений определяются как произведение объема отклонений соответствующей инициативы на ставку для данного вида отклонений: ИВК ИПР ДДПР ИВР ИВР(-) ИВР(+) ИВХ-P Предварительные обязательства и предварительные требования Предварительные обязательства и предварительные требования определяются как сумма расчетных показателей стоимости отдельно для обязательств и отдельно для требований ИВ1 ИВО ИВО-1 ИВА ИВс ИС ИС св. норматива

27 БР: Расчет небаланса небаланс + – Не менее 60% небаланса - Генераторы: Исполненная ИВ Не более 40% небаланса - Потребители: объем ППП, когда отклонения до 2% 80% времени расчетного периода Увеличение требований по договору комиссии или Снижение обязательств по договору купли-продажи Генераторы и Потребители: Объемы ИС Увеличение обязательств по договору купли-продажи или Снижение требований по договору комиссии, обязательства - требования (регламент 12 п.9)

28 Распределение отрицательного небаланса БР Отрицательная разница первый ЭТАП предварительных суммарных обязательств и предварительных суммарных требований участников балансирующего рынка распределяется между генераторами и потребителями, имеющими нарушения по коммерческому учету ΔКУ ГТП = ППП*N ППП ППП КУ = МАКС(ППП, ФАКТ) x L КУ

29 Распределение отрицательного небаланса БР Отрицательная разница второй ЭТАП предварительных суммарных обязательств и предварительных суммарных требований участников балансирующего рынка распределяется между генераторами и потребителями Δ ГТП = ИС + x Kp + |ИС - | x Kp (ИС + x Kp + |ИС - | x Kp) при этом ИС, принимаемая в расчет, зависит от наличия АИИС: Kp= для участников – покупателей, имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка, Kp= 1 - для участников – поставщиков, имеющих АИИС, удовлетворяющую требованиям оптового рынка, Kp= для прочих покупателей и поставщиков, имеющих АИИС, не удовлетворяющую требованиям оптового рынка

30 Распределение положительного небаланса БР Положительная разница суммарных обязательств и суммарных требований участников балансирующего сегмента распределяется между генераторами и потребителями: На потребителей: На генераторов: потр = δ*min{V1/ (V1+V2); 0.4} ген = - потр V1- ППП ГТП Потребления при условии 80% часов расчетного периода участник отклонялся по ИС не более чем на 2% от ППП V2- ППП В ГТП Генерации и ГТП потребления с регулируемой нагрузкой, при условии, что в данный час была внешняя инициатива. Распределение небаланса в группе Потребителей проводится пропорционально ППП в ГТП Потребления при условии 80% часов расчетного периода участник отклонялся не более чем на 2%, при этом для ГТП, которые имеют АИИС ППП Кр= 1,9, прочим ГТП – Кр =0,1 Распределение небаланса в группе Поставщиков проводится пропорционально объемам внешних инициатив.

31 Корректировка начисленная БР: Распределение положительного небаланса в ГТП (продолжение) Купля-продажа Корректирвока Пр. Об-во Пр требование Комиссия Уменьшает обязательство Увеличивает требование Корректировка Пр. Об-во 1 рубль 2 итерация

32 БР: Распределение отрицательного небаланса в ГТП (продолжение) Купля-продажа Пр требование Корректировка Пр требование Уменьшает требование Увеличивает обязательство Пр. Об-во Корректировка начисленная Корректировка 1 рубль 2 итерация Комиссия

33 БР: Объемы и стоимость по договорам Объемы, формирующие требования по договору комиссии По генерации: ИВ1+, ИВ+, ИВО-1+, ИВ+, ИС+, ДД в обеспечение у Покупателя по договору, По потреблению: ИВ1-, ИВ-, ИВО-1-, ИВ-, ИС-, ДД в обеспечение у Покупателя по договору – для потребителей с регулируемой нагрузкой, по внешней или собственной инициативе, предварительное требование + корректировка по договору комиссии + требование по 4 ступени рассчитывается предварительное требование, причитающееся к оплате данному участнику + корректировка по договору комиссии + требование по 4 ступени. Объемы, формирующие обязательства по договору купли-продажи По генерации: ИВ1-, ИВ-, ИВО-1-, ИВ-, ИС-, ДД в обеспечение у Продавца по договору, По потреблению: ИВ1+, ИВ+, ИВО-1+, ИВ+, ИС+, ДД в обеспечение у Продавца по договору – для потребителей с регулируемой нагрузкой, предварительное обязательство по внешней или собственной инициативе, рассчитывается предварительное обязательство, причитающаяся к оплате данным участником + корректировка по договору купли-продажи корректировка по договору купли-продажи.

34 Взаимодействие с ЦФР До 14 числа месяца следующего за расчетным, НП АТС проводит расчет стоимости отклонений электроэнергии и мощности за расчетный период по часам суток и передает данные в ЦФР и участникам; Не позднее 14 числа месяца, следующего за расчетным, ЦФР на основе полученной от НП «АТС» стоимости покупки (продажи) электроэнергии в БР по участникам ОРЭ направляет счета на оплату и счета фактуры Не позднее 18 числа месяца, следующего за расчетным, НП «АТС» публикует на сайте персональную информацию по объемам, инициативам и ценовым показателям для каждого часа расчетного периода по каждой ГТП участника с детализацией по РГЕ, узлам расчетной модели

35 Формат Участнику: «XML о почасовых объемах и ценах» Уровни агрегации: По ГТП По узлам Информация: Небаланс первой итерации по договорам Доля небаланса Небаланс второй и последующих итераций Объем отклонения, Инициатива отклонения Цена для расчета стоимости отклонения

36 Порядок проведения финансовых расчетов Платежи по финансовым обязательствам (требованиям) в БР 21 числа месяца, следующего за расчетным через единый торговый счет

37 Спасибо за внимание!