Глава 5. Рынок электроэнергии и мощности в «неценовых» зонах

Территории Дальнего Востока (Амурская область, Приморский край, Хабаровский край, Еврейская автономная область, Южно-Якутский район Республики Саха (Якутия)), Республики Коми, Архангельской области, Калининградской области являются территориями, не объединенными в ценовые зоны оптового рынка (далее - неценовые зоны). Физическая (электрическая) связь энергосистем на указанных территориях с основной частью ЕЭС России достаточно ограничена. При этом на самих территориях недостаточно субъектов для внедрения полноценной конкуренции между ними. Эти факты и обуславливают отсутствие конкурентного рынка на указанных территориях. Здесь сохраняется государственное регулирование в отношении всех видов деятельности в электроэнергетике.

Тем не менее, оптовый рынок электроэнергии и мощности на данных территориях также проходил процесс развития и становления.

До 31 августа 2006 года оптовый рынок в неценовых зонах функционировал по правилам ФОРЭМ (краткое описание приведено в предыдущих главах настоящего пособия). Недостатки и проблемы были абсолютно теми же, что и в ценовых зонах. Это послужило основанием для изменения модели оптового рынка на данных территориях.

Изменить всю систему отношений на оптовом рынке в неценовых зонах единовременно не удалось, нововведения проходили поэтапно. Все они осуществлялись в рамках общей концепции развития модели оптового рынка, предполагающей усовершенствование процедур ценообразования и технологий, постепенную формализацию всех процессов и урегулирование отношений между субъектами.

С 1 сентября 2006 года все существовавшие на тот момент субъекты оптового рынка подписали договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. Действие регламентов оптового рынка было максимально распространено на участников рынка неценовых зон. Кроме того, в договор о присоединении и регламенты оптового рынка были включены положения, отражающие особенности функционирования оптового рынка на данных территориях: были формализованы особенности процедуры планирования режимов системным оператором, определены особенности формирования стоимости электроэнергии и мощности исходя из устанавливаемых ФСТ России тарифов, без формирования свободных, конкурентных цен, введена ответственность за плановые почасовые графики как производства, так и потребления. Кроме того, существовавшее на тот момент перекрестное субсидирование между ценовыми и «неценовыми» зонами было формализовано и учтено при формировании системы регулируемых двусторонних договоров, которые появились с введением НОРЭМ 1 сентября 2006 года. В целом, на порядок повысилась формализация и регламентация всех основных процессов, а также прозрачность действий участников и инфраструктуры.

Решением Правительства РФ 1 января 2007 года был осуществлен «вывод» на оптовый рынок тех электростанций, генерирующая мощность которых соответствует критериям оптового рынка. До этого момента все тепловые электростанции, которые не являлись федеральными, работали в составе АО-энерго.

В 2007 году проблема межтерриториального перекрестного субсидирования между ценовыми и неценовыми зонами была решена за счет выделения соответствующих средств из федерального бюджета. Регулируемые договоры, заключенные в 2006 году между покупателями ценовых зон и поставщиками неценовых зон, перестали существовать.

В части технологии существенным изменением был переод оt планирования и управления режимами «по сальдо» АО-энерго со всеми вытекающими из этого недостатками (приведены^- в предыдущих главах) к планированию и управлению режимами исходя из стоимости производства электроэнергии каждой электростанции.

Одновременно осуществлялась реорганизация АО-энерго и образование новых компаний. Обновлялся субъектный состав оптового рынка в неценовых зонах.

С 1 января 2008 года была введена новая модель функционирования оптового рынка в «неценовых» зонах, которая нормативно была закреплена Постановлением Правительства РФ о внесении изменений в Правила оптового рынка. Выход Постановления Правительства РФ стал долгожданной основой для правового регулирования отношений, связанных с куплей-продажей электрической энергии и мощности на указанных территориях которой до этого фактически не существовало.

По сути, изменению подверглись все процессы, связанные с функционированием оптового рынка в неценовых зонах, включая: изменение механизма ценообразования, введение принципа экономической диспетчеризации на основе стоимостных характеристик производства электроэнергии, переход на почасовое планирование и ведение режимов производства электрической энергии, почасовой учет поставляемой (потребляемой электроэнергии и мощности, установлена ответственность по оплате отклонений фактических почасовых объемов производства/потребления от плановых и т.д.

Существенно, что с введением новой модели функционирования оптового рынка в неценовых зонах изменилась роль прогнозного баланса ФСТ России. До 1 января 2008 года участники несли финансовую ответственность за выполнение объемов производства/потребления электроэнергии (мощности) включенных ФСТ России в отношении них в прогнозный баланс. В случае отклонения фактических объемов производства/потребления от балансовых объемов без команды системного оператора, например, в силу погодных условий, участники штрафовались. Такой подход подталкивал участников к искажению объемов, заявляемых в баланс, а также препятствовал эффективной загрузке генерации.

С 1 января 2008 года прогнозный баланс ФСТ России используется как основа для формирования тарифов поставщиков и индикативных цен покупателей, а также как основа для формирования обязательств по мощности участников. Обязательства по электроэнергии больше не формируются исходя из фиксированных в прогнозном балансе на год вперед объемов поставки/потребления электроэнергии (исключение составляют особенности купли-продажи «сверхбалансовых» объемов, вырабатываемых электростанциями на территории Дальнего Востока - см. ниже). В целом/обязательства по электроэнергии формируются в соответствии с объемами, заявляемыми участниками в почасовом режиме за сутки до поставки, отклонения рассчитываются от указанных объемов.

В режиме «на сутки вперед» системный оператор планирует плановое почасовое производство и потребление электрической энергии на предстоящие сутки, исходя из указанных покупателями в уведомлениях плановых почасовых объемов потребления электрической энергии, характеристик генерирующего оборудования, включая применяемые в отношении данного оборудования регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность). При формировании планового почасового трафика системный оператор использует действующую (актуальную) для суток торговли расчетную модель.

Поставщики продают электрическую энергию и мощность в плановых объемах по установленным для них тарифам. В свою очередь покупатели покупают электрическую энергию на оптовом рынке в объемах планового почасового потребления по тарифам поставщиков. Таким образом, цена покупки электрической энергии на оптовом рынке для покупателей формируется как средневзвешенная цена на электрическую энергию поставщиков исходя из их планируемой в почасовом режиме загрузки. С целью исключения существенных ценовых рисков для покупателей, указанная цена дифференцируется искодя из дифференциации их индикативных цен на электрическую энергию.

Существенно, что в такой модели ценообразования не существует проблемы образования и накопления стоимостного небаланса возникающего из-за отличия стоимости электроэнергии для поставщиков и покупателей. Ранее этот вопрос всегда вызывал негативную реакцию участников, т. к. знак и величина небаланса были практически непрогнозируемыми, что постоянно создавало финансовые риски для участников, особенно для поставщиков.

Отклонения фактических объемов производства и потребления от плановых почасовых объемов производства/потребления электрической энергии оплачиваются для поставщиков исходя из их тарифов на электрическую энергию, а для покупателей - с использованием средневзвешенной плановой почасовой цены. При этом к указанным величинам применяются повышающие /понижающие коэффициенты, поощряющие исполнение команд системного оператора и «штрафующие за отклонения по собственной инициативе. Такие правила стимулируют участников к максимально точному планированию почасового потребления и заставляют поставщиков неукоснительно исполнять команды системного оператора, что делает условия работы энергосистемы и рыночной инфраструктуры более стабильными и прогнозируемыми.

Стоимость объемов покупки мощности для покупателей соответствует стоимости мощности, продаваемой поставщиками. Как было сказано выше, плановые обязательства участников по покупке мощности определяются на основе объемов мощности, зафиксированных в прогнозном балансе. Кроме того, для покупателей вводится ответственность за точное планирование объемов покупки мощности: за отклонения фактических объемов от плановых предусмотрены штрафы.

Плановые обязательства поставщиков по поставкe мощности определяются исходя из мощности генерирующего оборудования, подлежащей оплате в соответствии с прогнозным балансом. Кроме того, по аналогии с ценовыми зонами вводится обязанность для поставщиков обеспечивать поддержание своего генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии в соответствии с требованиями, установленными в правилах оптового рынка.

С целью снижения ценовых рисков для энергосбытовых компаний, а также повышения ответственности розничных потребителей за свое поведение, в модели была заложена возможность «трансляции» отклонений фактических объемов производства/потребления от плановых почасовых объемов оптового рынка на розничный рынок (за исключением объемов электроэнергии и мощности, поставляемых населению).

В целом, следует подчеркнуть, что оптовый рынок электроэнергии (мощности) на территориях неценовых зон остается регулируемым, но в основе модели его функционирования по максимуму были заложены основные ценности и опыт работы конкурентного рынка в ценовых зонах.