3.6. Заключение

В настоящей Главе мы рассмотрели все составляющие торговли ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ в ценовых зонах оптового рынка в Российской Федерации.

Отметим ещё раз, что функционирующая в настоящее время модель рынка электроэнергии является переходной к целевому конкурентному оптовому рынку, который должен стартовать в 2011 году. Именно к этому времени должны быть снижены до минимума, соответствующего объемам потреблений электроэнергии населения, объемы торговли по регулируемым договорам.

При этом целевая модель предполагает следующее:

• С охранение преимущества централизованной диспетчеризации;

• Сведение к минимуму неоптимизируемой компонента балансирующего рынка и механизма ВСВГО, в том числе:

• формирование графика производства/потребления за сутки до реального времени;

• формирование торгового графика с учетом всех системных ограничений и требований к электрическим режимам;

• формирование плана балансирующего рынка в ежечасном режиме;

• использование рыночного механизма ВСВГО как корректирующего в режиме на сутки вперед;

• Отсутствие индивидуальных привилегий по использованию ограниченных ресурсов (пропускной способности) справедливая стоимостная оценка;

• Максимальное использование преимуществ всех способов торговли электроэнергией, включая двусторонние договоры;

• Единый рынок для всей территории ЕЭС за исключением Дальнего Востока и изолированных систем:

• нет региональных оптовых рынков;

• единое планирование режимов;

• единый балансирующий рынок;

• Свободные двусторонние договоры, фиксирующие цену и имеющие:

• дополнительные платежи «рынку» за использование ограниченного ресурса (пропускной способности сети), в том числе, путем покупки финансовых контрактов на долю пропускной способности (или долю возврата ФРУЦ);

• подтверждение исполнения договорных обязательств для поставщиков по результатам планирования режима - за сутки до реального времени;

• включение в плановый график в приоритетном порядке, если договорной объем не переторговывается;

• За сутки до реального времени - аукцион, учитывающий все системные ограничения, с формированием узловых цен и плановых графиков для поставщиков и покупателей;

• Цена балансирующего рынка формируется на основе расчета стоимости отклонений факта от плана.

Глава 4. Рынок мощности в ценовых зонах

4.1 Основы рынка мощности. Цели введения рынка мощности

При установлении принципов функционирования рынком электроэнергии всегда неизбежно встает вопрос о структуре торговли и о том, что именно должно оплачиваться на таких рынках и каким образом формируются цены. Для производителей электроэнергии устойчивым является состояние, при котором им оплачиваются их полные, включающие постоянную и переменную! часть, затраты. Компенсация полных затрат возможна как путем продажи одного товара - электрической энергии, так и двух товаром - электрической энергии и мощности. При торговле двумя отдельными товарами, наиболее логичным представляется вариант, при котором правила торговли и формирования цен на эти товары предусматривают компенсацию переменных затрат электростанции путем продажи электроэнергии и компенсацию фиксированных затрат посредством продажи мощности. На электроэнергетических рынках одного товара - электрической энергии, поставщики вкладывают в стоимость этого товара как фиксированные, так и переменные затраты.

Такое разделение в затратах и способах ценообразования не является уникальным для рынков электроэнергии, например, в рынках телекоммуникационных и интернет услуг также имеют широкое распространение тарифные схемы с абонентской платой, не зависящей от объема потребления услуги, и переменной составляющей, величина которой определяется объемом пользования услуги.

Мировой опыт организации либерализованных электроэнергетических рынков имеет примеры как торговли двумя товарами - электрической энергией и мощностью (в Великобритании - до введения рынка, основанного на двусторонних договорах, в некоторых штатах США, в странах Южной Америки), так и одним товаром - электрической энергией (в странах Европы, в Австралии и Новой Зеландии).

При этом рынки одного товара успешно работают в условиях избыточности генерирующих мощностей и при налаженной системе двусторонних отношений между участниками рынка. Отличительной чертой таких рынков являются значительные сезонные и суточные колебания цен на электрическую энергию. Рынки, на которых торгуются электрическая энергия и мощность, позволяют избежать высоких ценовых всплесков на электрическую энергию, обусловленных необходимостью поставщиков компенсировать все свои расходы, в том числе постоянные. Кроме тог о, в условиях прогнозируемого роста потребления и угрозы дефицита генерирующих мощностей такие рынки более привлекательны для инвестиций в строительство новых генерирующих объектов, что обеспечивает надежное и бесперебойное снабжение потребителей в долгосрочной перспективе.

Торговля мощностью в переходной модели оптового рынка

Как уже было упомянуто в предыдущих главах, в 2006 году с введением новой модели оптового рынка мощность стала отдельным объектом торговли - отдельным товаром на оптовом рынке. Появились обязательства покупателей по покупке этого товара на оптовом рынке и обязательства поставщиков, продающих мощность по поддержанию генерирующего оборудования в готовности выработке электрической энергии (подробнее об этих требованиях см. ниже).

До 1 июля 2008 года (даты запуска переходной модели рынка мощности) торговля мощностью в ценовых зонах оптового рынка осуществлялась только по регулируемым ценам (тарифам) в рамках регулируемых договоров. Вся мощность поставщиков, подлежащая продаже по тарифам, приобреталась покупателями по регулируемым договорам. Покупатели были обязаны в совокупности оплатить всю мощность поставщиков, которая попадала под тарифное регулирование.

Существовал механизм «переторговки» объемов мощности между покупателями в случае отклонения величины мощности фактического потребления от его величины, запланированной в прогнозном балансе ФСТ России. Однако такой механизм не предусматривал рыночного ценообразования - цена определялась как тариф покупателя с повышающим/понижающим коэффициентом.

Кроме того, в этом рынке мощности никак не участвовали новые мощности (то есть те, которые были введены после 31 декабря 2007 года), так как в их отношении не были заключены регулируемые договоры и, соответственно, потребители не имели никаких обязательств по оплате таких мощностей.

1 июля 2008 года в ценовых зонах оптового рынка начал функционировать либерализованный переходный рынок мощности, основными положениями которого были:

• Введение процедуры конкурентного отбора мощности (далее - КОМ);

• Гарантия оплаты мощности всем поставщикам, чьи заявки были отобраны на КОМ;

• Либерализация торговли мощностью: по регулируемым государством ценам (тарифам) поставщикам/потребителям гарантируется оплата/покупка только части их объемов. Доля либерализации торговли мощностью соответствует доле либерализации торговли электроэнергией, подробно описанном в предыдущих главах;

• Возможность торговли мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам.

Для получения права на продажу мощности поставщик обязан принять участие в процедуре КОМ. Суть данной процедуры состоит и отборе той мощности, которая будет необходима для подержания баланса производства и потребления электроэнергии с учетом необходимых резервов в течение заданного периода времени.

В отношении отобранной по результатам КОМ мощности поставщик получает право на продажу своей мощности с помощью следующих механизмов:

• торговля мощностью по регулируемым договорам;

• покупка и продажа мощности по свободным двусторонним договорам, в том числе:

• биржевые договоры купли-продажи мощности и электроэнергии,

• внебиржевые (свободные) договоры купли-продажи мощности и электроэнергии,

• договоры купли-продажи мощности атомной и гидро­генерации;

• покупка и продажа мощности через централизованного контрагента по результатам конкурентного отбора мощности.

Первый механизм - механизм торговли мощностью по регулируемым ценам (тарифам). Торговля мощностью с использованием остальных механизмов осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам. При этом необходимо подчеркнуть, что в соответствии с правилами оптового рынка свободные двусторонние договоры могут быть только по покупке/продаже мощности совместно с электроэнергией. Отдельных договоров на мощность правилами не предусмотрено, за исключением договоров для атомной и гидрогенерации, формируемых особым способом, описанным ниже.

Далее рассмотрим подробнее процедуры проведения конкурентных отборов мощности и перечисленные выше способы торговли мощностью.

Конкурентные отборы мощности

Итак, в переходной модели рынка мощности на оптовом рынке осуществляется продажа только той мощности, которая была отобрана на конкурентном отборе. Конкурентные отборы мощности проводятся ежегодно перед началом года. По результатам конкурентного отбора определяется, какая мощность будет продаваться в предстоящем году, т.е. определяются поставщики и объемы мощности, необходимой для удовлетворения планируемого потребления, а также цены, по которым мощность будет продаваться и покупаться через централизованного контрагента по результатам конкурентного отбора мощности.

Конкурентный отбор мощности проводится системным оператором. Для проведения отбора системный оператор на основе прогнозного баланса, сформированного ФСТ России на соответствующий год, определяет планируемое потребление в энергосистеме и требуемый для обеспечения этого потребления объем мощности. Кроме того системный оператор на основе методических указаний Министерства энергетики и регламентов оптового рынка осуществляет разделение ЕЭС России на зоны свободного перетока - территории, в границах которых системные ограничения не являются существенными, и электрическая энергия и мощность, вырабатываемые на одном генерирующем оборудовании, могут быть замещены электрической энергией и мощностью, вырабатываемой на ином, расположенном в той же зоне свободного перетока, генерирующем оборудовании с аналогичными характеристиками. Формируя зоны свободного перетока, системный оператор также ограничивает максимальные объемы поставки мощности из одной зоны свободного перетока в другую. Данные значения задаются для каждой пары зон свободного перетока и в последствии используются при установлении возможности поставки мощности из одной зоны в другую по свободным договорам купли-продажи электроэнергии и мощности.

В конкурентном отборе мощности могут участвовать поставщики - участники оптового рынка, выполнившие все требования, необходимые для участия в конкурентном отборе мощности. Допуск субъектов оптового рынка к участию в конкурентном отборе мощности осуществляется коммерческим оператором на основе положений регламентов оптового рынка.

Основными требованиями, предъявляемыми к участникам конкурентного отбора, являются следующие:

• наличие статуса субъекта оптового рынка;

• наличие права на участие в торговле мощностью, для получения которого в отношении генерирующего оборудования соответствующего субъекта должна быть зарегистрирована группа точек поставки на оптовом рынке (в случае если генерирующее оборудование еще не введено в эксплуатацию, но планируется его введение в год, на который проводится конкурентный отбор мощности, должна быть зарегистрирована условная группа точек поставки, в отношении которой субъект получает право на участие в торговле мощностью);

• в отношении генерирующего оборудования субъекта оптового рынка (каждого блока или не блочной части электростанции) должны быть зарегистрированы генерирующие единицы мощности, которые задают привязку генерирующего оборудования к узлам расчетной модели оптового рынка;

• мощность генерирующего оборудования, которую участник оптового рынка намеревается предложить на конкурентный отбор мощности, должна быть учтена в прогнозном балансе ФСТ России на соответствующий год.

Перед проведением КОМ системный оператор публикует информацию о предстоящем конкурентном отборе, включающую, в том числе, сроки приема ценовых заявок от поставщиков мощности, список и описание зон свободного перетока мощности, максимальные объемы поставки мощности между зонами свободного перетока, планируемое потребление, формируемое на основе прогнозного баланса ФСТ, объем мощности, который необходим в соответствующем году. Объем мощности, который необходим в соответствующем году (требуемый для отбора объем мощности), определяется системным оператором исходя из объемов располагаемой генерирующей мощности генерирующего оборудования, учтенных в прогнозном балансе ФСТ на соответствующий календарный год. При этом учитывается максимальное за год значение располагаемой мощности генерирующего оборудования, включенного в прогнозный баланс (для генерирующего оборудования, установленная мощность которого меняется в течение года - например, при вводе/выводе из эксплуатации или модернизации этого оборудования, для каждого периода, в течение которого установленная мощность оборудования по меняется, выбирается максимальное значение располагаемой мощности за данный период). В требуемый для отбора объем мощности не включаются объемы мощности генерирующих объектов, вводимых в эксплуатацию в результате конкурсных процедур механизма гарантирования инвестиций (поскольку условно- постоянные затраты таких объектов компенсируются через оплату им услуги по формированию перспективного резерва мощности, I юэтому мощность они не продают).

Кроме того, системный оператор рассчитывает плановый коэффициент резервирования мощности. Плановый коэффициент резервирования определяется для каждой ценовой зоны для каждого месяца года как отношение требуемого для отбора объема мощности к сумме объемов электрической мощности, определенных для покупателей электрической энергии и мощности - участников оптового рынка в данной ценовой зоне на соответствующий месяц в прогнозном балансе на соответствующий год. Плановый коэффициент резервирования служит для покупателей ориентиром при прогнозировании величины фактического коэффициента резервирования, от которого зависят их обязательства по покупке мощности на оптовом рынке.

Для участия в конкурентном отборе мощности участники оптового рынка, выполнившие все необходимые требования, подают системному оператору ценовые заявки на продажу мощности. Заявки подаются в отношении мощности генерирующего оборудования, учтенного в прогнозном балансе на соответствующий календарный год. Заявки на продажу мощности генерирующих объектов, строящихся по механизму гарантирования инвестиций, не подаются.

Ценовая заявка на конкурентный отбор мощности должна содержать следующую информацию:

• объем мощности, предлагаемый на конкурентный отбор, в отношении каждой генерирующей единицы мощности;

• цена, по которой поставщик предлагает мощность к продаже;

• параметры генерирующего оборудования, мощность которого предлагается к продаже;

• дата ввода/вывода из эксплуатации для оборудования, которое вводится или выводится в течение года.

Цена мощности, указываемая в ценовой заявке в отношении мощности генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до 2008 года и учтенного в прогнозном балансе ФСТ на 2007 год, не может превышать предельный уровень, равный регулируемой цене (тарифу) на мощность, установленной ФСТ России в отношении данного генерирующего оборудования на рассматриваемый при проведении КОМ календарный год.

Цена, указываемая в заявке в отношении мощности итерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию после 2007 года, должна соответствовать экономически обоснованному уровню условно-постоянных затрат. Несоответствие указанному уровню может быть установлено в порядке, утвержденном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. В случае если цена, указанная в ценовой заявке на конкурентный отбор мощности в отношении мощности генерирующего оборудования, введенного после 2007 года, будет признана необоснованно высокой, соответствующий объем мощности не будет отобран на КОМ. При этом участнику оптового рынка дается возможность привести цену в заявке в соответствие с экономически обоснованным уровнем для того, чтобы его мощность могла продаваться по результатам конкурентного отбора.

Параметры генерирующего оборудования, указанные в заявке, должны соответствовать параметрам, с которыми данное оборудование было учтено в прогнозном балансе ФСТ. Параметры генерирующего оборудования, учтенные ФСТ при формировании прогнозного баланса, сообщаются ФСТ и системным оператором участникам оптового рынка.

По результатам конкурентного отбора мощности на основе поданных субъектами оптового рынка ценовых заявок на продажу мощности определяются:

• перечень участников оптового рынка, осуществляющих в соответствующем календарном году поставку мощности;

• перечень генерирующего оборудования, мощность которого отобрана по результатам КОМ;

• объемы мощности, отобранные по результатам КОМ;

• свободные (нерегулируемые) цены, по которым мощность будет продаваться поставщиками по результатам конкурентного отбора, равные ценам, указанным ими в ценовых заявках в отношении объемов мощности, отобранных по результатам конкурентного отбора мощности.

Объемы мощности, отобранные по итогам конкурентного отбора в отношении генерирующего оборудования участника оптового рынка, соответствуют объемам мощности, учтенным в отношении этого генерирующего оборудования в прогнозном балансе ФСТ на соответствующий год, если сам участник не предложил в своей заявке меньший объем мощности.

По итогам конкурентного отбора поставщики принимают на себя обязательства обеспечить наличие функционирующего генерирующего оборудования с параметрами, указанными ими и ценовой заявке на конкурентный отбор мощности и учтенными при формировании прогнозного баланса ФСТ, а также по поддержанию этого оборудования в состоянии готовности к выработке электроэнергии в соответствии с регламентами оптового рынка.

Кроме того, в отношении мощности генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию до 2008 года, кроме АЭС и ГЭС, у поставщиков существует обязательство предложить всю такую мощность, отобранную на КОМ (за исключением продаваемой и рамках регулируемых договоров), на биржевые торги. Данное требование направлено на снижение монопольной власти на рынке мощности у поставщиков мощности (подробнее см. раздел об антимонопольном регулировании).

Факт наличия функционирующего генерирующего оборудования, а также соответствие его параметров заявленным на конкурентный отбор мощности подтверждается системным оператором в результате процедуры аттестации генерирующего оборудования.

Аттестация генерирующего оборудования осуществляется ежегодно перед началом года, а для генерирующего оборудования, вводимого в эксплуатацию, - при его вводе в эксплуатацию. В процессе аттестации устанавливается фактический объем мощности, который может быть поставлен на оптовый рынок, а также параметры оборудования, такие как время пуска оборудования из холодного состояния, технический минимум и максимум, скорость сброса и набора нагрузки и другие. Объем мощности генерирующего оборудования, который может быть поставлен на оптовый рынок, определяется как максимальный часовой объем электроэнергии, который может быть произведен на данном оборудовании в течение года, - указанный объем соответствует располагаемой мощности оборудования. Аттестация нового генерирующего оборудования осуществляется по результатам пусковых испытаний этого оборудования, а аттестация уже работающего оборудования производится на основе фактических данных о его работе в предыдущем году.

В случае если по результатам аттестации системным оператором не было подтверждено соответствие значений параметров генерирующего оборудования значениям, указанным участником оптового рынка в ценовой заявке на продажу мощности, такое генерирующее оборудование признается не аттестованным, и объем мощности этого оборудования, который поставляется на оптовый рынок, считается равным нулю. Если объем мощности, определенный по итогам аттестации, меньше объема мощности, отобранного в отношении данного генерирующего оборудования на КОМ, то правилами оптового рынка предусмотрены штрафные санкции, которые реализуются следующим образом. Отобранный на КОМ, но не аттестованный объем мощности, продается участником оптового рынка по цене, указанной им в ценовой заявке на конкурентный отбор мощности, а поскольку данного объема мощности фактически нет у участника, то в обеспечение своей поставки по договору он покупает соответствующий объем по цене, которая на 30% выше пены, указанной в заявке. Таким образом, убытки участника оптового рынка в случае, если системным оператором был аттестован объем мощности, меньший отобранного на КОМ, составят 30% стоимости неаттестованного объема, рассчитанной по цене, указанной поставщиком в заявке на конкурентный отбор мощности.

Обязательства поставщиков мощности по поддержанию генерирующего оборудования в готовности к производству электроэнергии, а также последствия их невыполнения подробно описаны в следующем разделе.