Лекции_экономика_энергетики_заочная_форма

Этап 1. Администратор торговой системы получает от Системного оператора актуализированную расчётную модель энергосистемы, включающую в себя схему, выбранный состав работающего оборудования, ограничения и другие параметры.

Этап 2. Непосредственная подача заявок поставщиками и потребителями на каждый час следующих суток.

Этап 3. Администратор торговой системы передаёт сформированный торговый график Системному оператору для ведения режима энергосистемы.

Большинство покупателей в ценовых зонах подают ценопринимающие заявки (заявки с указанием планового объема потребления, который покупатель намерен купить по сложившейся цене конкурентного отбора), поскольку в случае указания слишком низкой цены покупатель рискует не пройти конкурентный отбор РСВ и следовательно будет обязан приобрести весь объем потребления на балансирующем рынке, что гарантировано повлечет значительное увеличение затрат на энергоснабжение.

Как показывает опыт функционирования ОРЭМ в России доля ценопринимающих заявок на РСВ составляет примерно 70 – 80% выработки электроэнергии.

В соответствии с методикой формирования конкурентной цены, утвержденной ФАС РФ от 14.04.2011 г., в цену конкурентной заявки на РСВ можно включить:

1.Расходы на топливо, используемое непосредственно для выработки электрической энергии генерирующим объектом.

2.Расходы электроэнергии на собственные нужды, связанные с ее выработкой, и потери электроэнергии в высоковольтных пристанционных сетях в границах балансовой принадлежности генерирующего объекта.

3.Расходы на услуги системного и коммерческого оператора, относящиеся к генерирующему объекту.

4.Расходы на воду (в том числе химические реагенты для ее подготовки) на технологические цели для производства электроэнергии (за исключением одноименных расходов, которые учитываются в тарифах на тепловую энергию).

5.Расходы на экологические платежи, относящиеся к генерирующему объекту, а именно: плату за предельные допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ (за исключением одноименных расходов, которые учитываются в тарифах на тепловую энергию).

6.Процентные платежи по кредитам, взятым в целях закупки топлива, используемого непосредственно для выработки электрической энергии генерирующим объектом.

Балансирующий рынок Балансирующий рынок – рынок отклонений в реальном времени. Этот

сектор конкурентного рынка предназначен для компенсации отклонений фактических объемов производства (потребления) электроэнергии от плановых, определенных на РСВ, в связи с вероятностным характером нагрузки. При этом

161

основной задачей является поддержание в каждый момент времени баланса между генерацией и потреблением с помощью наиболее экономичных ресурсов, которыми располагает энергосистема, то есть ресурсов с минимальной стоимостью электроэнергии. Балансирующий рынок должен действовать в режиме максимально возможного приближения к реальному времени, то есть к ближайшему часу суток, в который осуществляются регулировочные мероприятия (с 01.01.2011 г. – каждые 3 часа).

Субъекты балансирующего рынка – участники РСВ, но в формировании цен на балансирующую электроэнергию участвуют поставщики и потребители только с регулируемой нагрузкой.

При подаче заявок на РСВ поставщики и потребители с регулируемой нагрузкой могут подать оперативные ценопринимающие (по объему) заявки на БР на догрузку (отклонение "плюс") и разгрузку (отклонение "минус") своих мощностей по сравнению с плановыми объемами, принятыми у них на РСВ. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки системный оператор (ОАО "СО ЕЭС") проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надежности.

Вчас когда в системе возникает дисбаланс, вызванный ростом электропотребления, системный оператор увеличивает генерацию, причем начинает с заявивших минимальную цену, но неучтенных на РСВ и (или) сокращает нагрузку у потребителей-регуляторов. Если нагрузка, наоборот, требует снижения производства, то разгрузка начинается с генераторов, заявивших наибольшие цены из учтенных на РСВ.

На основе·обработки заявок участников на каждый час определяется единая равновесная цена на балансирующую электроэнергию, вызванную фактическими отклонениями производства или потребления электроэнергии по сравнению с плановыми объемами обусловленными как собственной инициативой, так и внешней (по причине, не зависящей от участника оптового рынка и вызванной действия иных участников оптового рынка, владельцев объектов электросетевого хозяйства, организации коммерческой инфраструктуры или' системного оператора).

Потребители, снижающие нагрузку и генераторы, увеличивающие производство, получают денежную премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики, сокращающие выработку, напротив, платят.

Врамках БР возможны свободные двусторонние договоры на куплюпродажу отклонений. По такому договору покупатель оплачивает продавцу фактически поставленный в рамках договора объем электрической энергии по определенной в нем договорной цене.

Цены электрической энергии на балансирующем рынке, как правило, самые высокие из других механизмов торговли электрической энергии на ОРЭМ (двусторонние договоры, рынок на сутки вперед).

162

10.3.3. Формирование цен и механизмы торговли на оптовом рынке электрической мощности

Продажа мощности призвана компенсировать производителю постоянные издержки, связанные с обеспечением работоспособности электрической станции. Тем самым должна достигаться надёжность электроснабжения: даже если мощность определённой станции не востребована в течение длительного времени, производитель за счёт продажи мощности содержит такую станцию и в случае роста потребления – готов оперативно запустить производство электрической энергии. Кроме того, через "продажу" мощности обеспечивается возврат инвестированных средств в строительство и модернизацию генерирующих мощностей, тем самым, осуществляя опережающее перспективное развитие ЕЭС с учётом длительности сроков возведения генерирующих мощностей.

Объем мощности, который должен купить каждый покупатель, определяется исходя из его фактического пикового потребления.

Основные механизмы торговли на оптовом рынке электрической мощности включают:

•торговля мощностью по свободным двусторонним договорам куплипродажи мощности (СДДМ);

•торговля мощностью по регулируемым договорам (РДМ);

•торговля мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ);

•торговля мощностью по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии (ДФПРМ) с учетом механизма гарантирования инвестиций (МГИ);

•торговля мощностью по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (ДПНМ АЭС/ГЭС);

•торговля мощностью по договорам о предоставлении мощности

(ДПМ);

•торговля торговли мощностью, производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ДПВМ).

Торговля мощностью по свободным двусторонним договорам купли-продажи мощности (СДДМ)

Сторонами в договорах выступают генерирующие компании (инвесторы) и потребители. Договора предполагают, что участники самостоятельно определяют условия (цены, объемы, сроки) поставки мощности и, возможно, электроэнергии на долгосрочный период.

СДДМ регистрируются до начала периода поставки и учитываются на КОМ в виде ценопринимающей заявки.

Основные требования к таким договорам, это то чтобы поставщик и покупатель были субъектами ОРЭМ и находились в одной зоне свободного перетока.

163

Торговля мощностью по регулируемым договорам (РДМ)

РДМ заключаются субъектами ОРЭМ к числу покупателей которых относится население или приравненные к ним категории. Цена в них фиксируется на 1 год. Цену устанавливает ФСТ.

Является аналогом рынка регулируемых договоров купли-продажи электроэнергии.

Торговля мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ)

С использованием КОМ производится продажа мощности, не проданной по другим механизмам. При этом объем мощности рассчитывается по остаточному принципу как часть фактически поставленного/купленного на ОРЭМ объема мощности, не проданного по иным механизмам.

Отбор заявок проводится только по стоимости мощности, одинаковой на весь год; поставщики самостоятельно оценивают будущую выручку с рынка электроэнергии.

Последовательность проведения КОМ:

1.Антимонопольный орган на основании ежегодно проводимого анализа экономической концентрации поставщиков в зонах свободного перетока определяет зоны свободного перетока, в которых КОМ проводится с использованием предельного размера цены на мощность.

2.Субъекты оптового рынка направляют антимонопольному органу ходатайство об определении условий их участия в КОМ.

3.Антимонопольный орган рассматривает указанное ходатайство. Он может установить условия или ограничения участия субъекта оптового рынка в КОМ. Субъекты оптового рынка, не направившие ходатайство антимонопольному органу, для участия в КОМ подают только ценопринимающие заявки.

4.Системный оператор до окончания срока подачи ценовых заявок на конкурентные отборы мощности публикует на своем официальном сайте в сети Интернет основную информацию, касающуюся проводимого КОМ (предельные цены на мощность, зоны свободного перетока, объем спроса на мощность по зонам, требования к техническим параметрам генерирующего оборудования и т.п.).

При этом объем спроса на мощность по зонам свободного перетока (Р) определяется:

Р = Ртах Крез ,

(10.1)

где Ртах – прогнозируемая в год поставки максимальная электрическая нагрузка в зоне (группе зон) свободного перетока;

Крез – величина планового коэффициента резервирования мощности. Объем мощности, который будет отобран и подлежит оплате на год по-

ставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности будет:

Nком = Р− NСДДМ, РДМ, ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ, ДПВМ ,	(10.2)
где NСДДМ, РДМ, ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ, ДПВМ – объем продажи мощности по СДДМ,	РДМ,
ДФПРМ, ДПНМ, ДПМ и ДПВМ.

164

5.Субъекты оптового рынка, имеющие право на участие в КОМ, направляют системному оператору ценовые заявки на продажу мощности, в которых указываются основные сведения и параметры генерирующих объектов.

6.Обработка ценовых заявок для целей учета в КОМ (выявление заявок не соответствующих требованиям Правил ОРЭМ и ФАС РФ, их корректировка

вслучае согласия).

7.Определение в ценовой зоне максимальной цены заявки, учитываемой при определении маржинальной цены КОМ.

В результате из групп генерирующих объектов, удовлетворяющих требованиям обеспечения функционирования энергосистемы в течение периода поставки, отбирается такая группа генерирующих объектов, которая обеспечивает наименьшую стоимость мощности для покупателей, рассчитанную по указанным в ценовых заявках ценам.

8.По итогам конкурентного отбора мощности определяются цены продажи мощности для каждой зоны свободного перетока.

9.По результатам конкурентного отбора мощности системный оператор формирует реестр его итогов для каждой зоны свободного перетока с указанием перечня поставщиков мощности и цен продажи мощности для поставщиков и покупателей.

10.По результатам конкурентного отбора мощности заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, в которых устанавливаются обязательства сторон по поставке и оплате мощности.

Торговля мощностью по результатам конкурсов инвестиционных проектов на формирование перспективного технологического резерва мощностей по производству электроэнергии (ДФПРМ)

При использовании этого механизма СО проводит конкурсный отбор инвестиционных проектов для размещения перспективного резерва мощности с заданными параметрами, местоположением генерации и сроками ввода ее в эксплуатацию с учетом гарантирования окупаемости инвестиций (МГИ).

При этом определяются:

•предельная стоимость инвестиционного проекта, при превышении которой инвестиционный проект не может быть отобран по результатам конкурса;

•предельный размер и порядок оплаты услуг по формированию перспективного технологического резерва;

•условия оплаты электрической энергии и мощности, производимые с

использованием генерирующего объекта.

Критерием отбора является минимальная стоимость инвестиционного проекта.

165

Торговля мощностью по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций (ДПНМ АЭС/ГЭС)

Введены на рынок мощности с целью "справедливого" распределения бремени оплаты самой дорогостоящей мощности АЭС и ГЭС всеми участниками ОРЭМ расположенными в пределах одной ценовой зоны оптового рынка. Специфика атомных электростанций и гидроэлектростанций заключается в том, что электрическая энергия, вырабатываемая с использованием генерирующих объектов этих электростанций, является наиболее "дешёвой", то есть имеет минимальную себестоимость.

Цена мощности новых АЭС и ГЭС по ДПНМ определяется ФСТ России учетом полученных ранее дополнительных денежных средств для финансирования инвестиционных программ и доходов от продажи электроэнергии. Срок ДПHM – 20 лет, при учтенном ФСТ России сроке окупаемости – 25 лет.

Стоимость новых мощностей АЭС и ГЭС по ДПНМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны оптового рынка пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности.

Торговля мощностью по договорам о предоставлении мощности (ДПМ)

Согласно ДПМ поставщик принимает на себя обязательства по строительству, и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, им гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности.

Цена мощности, представленной по ДПМ, определяется методом доходности инвестированного капитала (RAВ). Цена рассчитывается исходя из необходимости компенсации "типовых" капитальных и эксплуатационных затрат генерирующих объектов (газовой и угольной ТЭС) с применением повышающих и понижающих коэффициентов.

Стоимость мощности по ДПМ распределяется на всех потребителей ценовой зоны пропорционально объемам их обязательств по покупке мощности.

Торговля торговли мощностью, производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ДПВМ)

Вынужденная мощность – мощность не прошедшая по своим техническим параметрам конкурентный отбор мощности, но необходимая для нормальной работы энергосистемы и теплоснабжения населения. При использовании ДПВМ мощность вынужденных генераторов распределяется между покупателями пропорционально их пику потребления.

Мощность генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, оплачивается покупателями, расположенными в той же зоне свободного перетока. Оплата производится по цене, установленной ФСТ России, учитывающей маржинальный доход, получаемый такими поставщиками на рынке электроэнергии.

166

10.3.4. Формирование рынка системных услуг Системные услуги (СУ) – деятельность, обеспечивающая надежность

работы энергосистемы и энергоснабжения потребителей, а также стабильное значение частоты, напряжения и других параметров в соответствии с установленными стандартами.

Необходимость в отдельном выделении рынка системных услуг вызвана следующими причинами:

•наличием большого количества участников, которые строят отношения на двусторонней основе; противоречивостью интересов участников;

•стремлениями участников получить максимальные выгоды за счет давления на СО и принуждения его к снижению резервов;

•максимальным использованием пропускной способности ЛЭП; неопределенностью в планировании режимов энергосистем.

Главной задачей работы рынка СУ является создание экономических механизмов при привлечении субъектов электроэнергетики к участию в поддержании требуемого уровня надежности и качества функционирования ЕЭС России.

Рассмотрим характеристику основных видов системных услуг в рамках современной модели организации рыночных отношений в электроэнергетике России.

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в части услуги по управлению технологическими режимами и обеспечение функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков

Сторонами оказания и получения услуги являются: СО, генерирующие компании, изолированные АО-энерго, сети, сбытовые компании и другие потребители.

Данный вид услуг является монопольным. Осуществляется СО в рамках договора об оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению по тарифам, установленным ФСТ России.

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в части обеспечения надежности функционирования электроэнергетики

В состав этого вида услуг, прежде всего, входят:

•услуги по регулированию частоты и активной мощности;

•услуги по регулированию напряжения и реактивной мощности;

•услуги по формированию технологического резерва мощностей;

•услуги по сетевому резервированию;

•услуги по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций. Сторонами оказания и получения услуг являются: СО, генерирующие

компании, сетевые организации, потребители электроэнергии.

Данный вид услуг является монопольным. Осуществляется СО в рамках договора об оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению по тарифам, установленным ФСТ России.

167

В то же время СО обеспечивает услуги путем организации отбора исполнителей и оплаты услуг, как правило, на конкурентной основе. Стоимость услуг СО рассчитывает самостоятельно с учетом предельных уровней тарифов, установленных ФСТ России.

10.3.5. Принципы формирования и оплаты тарифов на услуги по передаче электроэнергии

Согласно рыночной модели сетевые компании оказывают естественномонопольные услуги:

•услуги по технологическому присоединению к сети. Оплата – плата за технологическое присоединение, утверждаемая ФСТ России – в отношении ЕНЭС и РЭК – в отношении территориальных сетей. Плата за технологическое присоединение к сети оплачивается потребителями единовременно;

•услуги по передаче электроэнергии. Оплачиваются по тарифу, утвержденному ФСТ России – в отношении ЕНЭС и РЭК в рамках пределов, установленных ФСТ России в отношении территориальных сетевых компаний.

Основные подходы к тарификации услуг по передаче электроэнергии.

1.Каскадный принцип ("матрешка"). Охватывает всю иерархию сетей, начиная с ЕНЭС и ниже, независимо от собственников сетей. Необходимая валовая выручка (НВВ) сетевой организации на низком напряжении, утвержденная РЭК, должна содержать часть НВВ сети более высокого напряжения, и так далее по цепочке.

Каскадный принцип используется для урегулирования отношений между владельцами объектов ЕНЭС и территориальными сетевыми организациями.

Врамках субъекта РФ каскадный принцип используется для урегулирования отношений между территориальными сетевыми организациями разного уровня напряжения.

2."Котловой" принцип установления тарифов. Для всех потребителей услуг по передаче электроэнергии на рассматриваемой территории на одном классе напряжения и при сопоставимой топологии сетей устанавливается единый тариф на передачу независимо от того, к сетям какой организации (в том числе, к бесхозным сетям) они присоединены (единый котловой тариф). При этом у одних сетевых организаций образуется превышение выручки над НВВ, а

удругих оказывается недостаточно средств для покрытия своей НВВ. Избыток выручки над НВВ одних сетевых организаций (по всем уровням напряжения) должен быть перераспределен на погашение дефицита выручки других сетевых организаций в рамках рассматриваемой территории. Обязательное условие: сумма дефицитов/излишков выручек сетевых организаций по территории равняется нулю. На основе дефицитов/излишков составляется матрица платежей (трансфертов) по всем сетевым организациям.

168

Котловой принцип используется для урегулирования отношений между территориальными сетевыми организациями, расположенными на территории одного субъекта РФ.

3.Оплата потерь. В составе платы за услуги по передаче электроэнергии

спотребителей услуг, кроме ставки на содержание сетей, взимается также ставка на компенсацию потерь в электрических сетях, рассчитанная на основании норматива технологических потерь.

10.3.6. Географические особенности функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности в России

В настоящее время оптовый рынок электроэнергии и мощности по технологическим причинам разделен на несколько самостоятельных, почти или совсем не сообщающихся между собой, географических зон: первая ценовая зона (Европейская часть России и Урал), вторая ценовая зона (Сибирь), неценовые зоны.

Характерные особенности для каждой из зон:

1. Европейская часть России и Урал:

• установленная мощность – 72-75% от общего показателя, и достаточно равномерна распределена по территории;

• используются различные виды топлива (диверсифицированный топливный баланс);

• развитая сетевая инфраструктура.

2. Сибирский регион:

•установленная мощность – около 20% от общего показателя;

•относительно слабые связи с Европейским регионом и Дальним Востоком;

•в структуре производства более 50% составляют ГЭС; преобладающее

топливо ТЭС – уголь.

3. Неценовые зоны (Дальний Восток, Калининградская область, Республика Коми и Архангельская область):

•менее 10% установленных мощностей;

•несколько крупных электростанций и слабая сеть при большой протяженности.

Для первой и второй ценовых зон характерны большое количество поставщиков и покупателей электроэнергии, развитая сетевая инфраструктура, что позволяет функционировать конкурентному рынку электроэнергии. В неценовых зонах структура генерации и распределения электроэнергии пока не позволяет организовать полноценные рыночные отношения.

169

10.4. Организация розничного рынка электроэнергии

Розничный рынок электроэнергии – это сфера обращения электриче-

ской энергии вне оптового рынка с участием ее потребителей.

Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии".

Субъектами розничного рынка являются:

1.Конечные потребители электрической энергии.

2.Гарантирующие поставщики.

3.Независимые энергосбытовые организации.

4.Энергоснабжающие организации, осуществляющие продажу потребителям произведенной или купленной электрической энергии и совмещающие эту деятельность с деятельностью по передаче электрической энергии.

5.Исполнители коммунальных услуг.

6.Сетевые организации и иные владельцы объектов электросетевого хо-

зяйства.

7.Производители (поставщики) электрической энергии, продажа которой не осуществляется на оптовом рынке. Такие производители должны удовлетворять требованию, что установленная генерирующая мощность объекта по производству электрической энергии (мощности) составляет менее 25 МВт или равна либо превышает 25 МВт, в отношении которых на оптовом рынке не зарегистрированы группы точек поставки. При этом производитель электрической энергии (мощности) продает гарантирующему поставщику электрическую энергию и мощность по ценам не превышающим нерегулируемые цены соответственно на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке для такого гарантирующего поставщика.

8.Системный оператор и иные субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.

Целевая модель розничных рынков имеет следующие основные характе-

ристики:

• право выбора конечными потребителями любой сбытовой компании, у которой он будет покупать электроэнергию по свободным, нерегули-

руемым ценам;

• наличие специального института гарантирующих поставщиков, обязан-

ных заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем;

• нерегулируемые цены, свободно устанавливаемые всеми, кроме гаран-

тирующего поставщика;

• цена гарантирующего поставщика не может превышать нерегулируемые цены оптового рынка более чем на величину его сбытовой надбавки, и стоимость прочих регулируемых услуг, обеспечивающих процесс поставки – услуг по передаче, в первую очередь.

170